Добавлен: 02.02.2019
Просмотров: 3199
Скачиваний: 19
33
При проведении анализа полученных результатов необходимо
выяснить, как изменится тариф на электроэнергию при вносимых изменениях
и представить графически.
6.3 Контрольные вопросы
1. Что представляет собой смета затрат на производства?
2. Перечислите основные статьи затрат.
3. Как определяется износ основных средств?
4. Какие статьи сметы затрат занимают наибольший удельный вес?
5. Какое влияние оказывает норма прибыли на величину тарифа?
7 Лабораторная работа №7. Экономическое распределение
электрической нагрузки между совместно работающими турбоагрегатами
станции
Цель работы: изучить метод распределения нагрузки между
турбоагрегатами электростанции.
7.1
Методика проведения лабораторной работы
Заданная тепловой электростанции электрическая нагрузка должна быть
распределена между ее турбоагрегатами или энергоблоками таким образом,
чтобы при полном выполнении поставленных перед нею производственно-
технических задач, расход станцией топлива и денежных средств был
минимальным. Такое распределение нагрузки между агрегатами ТЭС и
соответствующие
режимы
их
совместной
работы
называются
экономическими. Аналогично распределяется и нагрузка между отдельными
котлами котельного цеха.
Экономичное распределение нагрузки между работающими агрегатами,
обеспечивающее минимальный расход тепла, производится на основе метода
удельных (относительных) приростов расхода тепла. Для применения этого
метода
необходимо
располагать
энергетическими
характеристиками
агрегатов, устанавливающими зависимость расхода тепла Q от нагрузки агре-
гата №3.
Относительным приростом расхода тепла агрегата называется изме-
нение расхода тепла при изменении нагрузки на единицу. Относительные
приросты агрегатов в большинстве случаев не являются постоянными, а
зависят от нагрузки. Поэтому для решения вопроса о – распределении
нагрузки между агрегатами для каждого из них необходимо строить кривую
зависимости относительного прироста от нагрузки — характеристику
относительных приростов.
34
7.2 Расчетная часть
В соответствии с вариантом состава работающих совместно агрегатов
ТЭС (таблица 7.1) и параметрами расходных энергетических характеристик
турбин (таблица 7.2) требуется выполнить расчеты в следующей
последовательности:
1)
составить таблицу относительных приростов расхода условного
топлива по зонам изменения нагрузки турбоагрегатов;
2)
составить таблицу шкалы приростов расхода условного топлива в
соответствии с очередностью загрузки турбоагрегатов;
3)
составить таблицу распределения нагрузки ТЭС между
агрегатами;
4)
в системе координат построить эксплуатационную характеристику
турбинного цеха ТЭС;
5)
определить
поправочные
коэффициенты
на
потери
электроэнергии в сети и скорректировать величины относительных приростов
расхода топлива по ТЭС.
Согласно
варианту
по
данным
таблицы
7.2,
составляется
вспомогательная таблица относительных приростов расхода тепла по зонам
изменения нагрузки турбоагрегатов –таблица 7.3 (например № 1 – К-25, № 2 и
№ 3 – K-I50, № 4 – К-800).
Т а б л и ц а 7.1 – Исходные данные
В
а
р
-
т
ы
Установлен
ная
мощность
ТЭС, МВт
Число
и
тип
агрегатов
турбин-
ного цеха
ТЭС
Параметры сети выдачи мощности от ОРУ
(средняя и предельная)
Рабочее
напряже
ние РУ,
кВ
Длина ЛЭП
до потреби-
теля, км
Связь с системой
по U и L
Напряж
ение, кВ
длина
ЛЭП, км
1 2
3
4
5
6
7
1 450
1 x BK-50
2 x K-100
1 x K-200
110
50/150
110
150
2 900
1 x K-100
1 x K-200
2 x K-300
220
100/400
330
300
3 1000
1 x BK-100
2 x K-200
1 x K-500
220
100/400
500
1200
4 300
1 x K-150
2 x K-25
1 x BK-100
35
30/60
110
150
5 950
1 x K-100
220
100/400
500
1200
35
2 x K-200
1 x K-500
6
1350
2 x K-150
2 x K-500
1 x K-50
220
100/400
500
1200
7
800
2 x K-50
2 x ВK-100
1 x K-500
110
50/100
330
300
8
1900
1 x K-200
2 x K-800
1 x BK-100
330
200/300
500
1200
9
650
1 x ВK-50
2 x K-150
1 x BK-300
110
50/150
110
150
1
0
725
1 x K-25
1 x K-100
2 x K-300
110
50/150
330
300
Т а б л и ц а 7.2 – Расходные энергетические характеристики
турбоагрегатов
Тип турбоаг
регата
P, МВт
P
ЭК
, МВт
P
мин
, МВт
g
’
g
”
О
хх
1
2
3
4
5
6
7
К-25
25
20
4
2,5
3,7
8,0
К-50
50
40
8
2,44
3,33
10
ВК-50
50
36
10
2,00
2,23
12
К-100
100
66
20
2,01
2,55
20
ВК-100
100
75
22
1,92
2,05
21,8
K-I50
150
125
34
1,88
1,97
28,0
К-200
200
175
45
1,81
1,85
29,5
К-300
300
250
56
1,69
1,8
38,0
К-500
500
420
78
1,62
1,78
40,6
К-800
800
700
105
1,58
1,77
45,0
Р- номинальная мощность, МВт;
Рэк- экономичная мощность, МВт;
Р
мин
- минимальная мощность, МВт;
g
’
- относительный прирост расхода тепла по экономичной нагрузке 4,19
ГДж/МВт×ч;
g
”_
относительный прирост тепла при повышении нагрузки 4,19 ГДж/МВт×ч;
О
хх
- часовой расход тепла холостого хода 4,19 ГДж/ч.
36
Т а б л и ц а
7.3
-
Относительные
приросты
расхода
тепла
турбоагрегатов
Номер
турбоаг
регата
Тип
турбоагрегата
Зона
нагрузки
P
МИН
-P
ЭК
g
’
Зона повышения
нагрузок P
ЭК
-P
Н
МВт
g
”
1
2
3
4
5
6
1
К-25
4-20
2,5
20-25
3,7
2,3
К-150
34-125
1,88
125-150
1,97
4
К-800
105-700
1,58
700-800
1,77
На основании таблицы 7.3 составляется шкала относительных
приростов расхода тепла в порядке их воздействия, и, следовательно,
определяется очередность загрузки турбоагрегатов ТЭС, данные заносятся в
таблицу 7.4.
Пересчет относительных приростов на условном топливе производился
умножением относительных приростов тепла на удельный расход топлива
0,159 т у.т./4,19 ГДж.
Распределение возрастающей нагрузки ТЭС между параллельно
работающими турбоагрегатами производится с одновременным определением
расхода тепла по зонам нагрузки каждого агрегата в целом по турбинному
цеху ТЭС. Относительным приростом станции на каждом этапа возрастания
нагрузки является относительный прирост того агрегата, за счет которого этот
рост нагрузки покрывается.
Т а б л и ц а 7.4 - Очередность загрузки турбоагрегатов
Относительный прирост Тип и номер
агрегата
Зона
нагрузки
агрегата,
МВт
Прирост
нагрузки
агрегата,
МВт
Прирост расхода
тепла агрегатов в
зоне нагрузки, 4,19
ГДж/ч
тепла 4.19
ГДж/МВт
топлива
т у.т./МВт×ч
1
2
3
4
5
6
1,58
0,25
№ 4(К-800)
105-700
595
943,1
1,77
0,28
№ 4 (К-800)
700-800
100
177,0
1,88
0,30
№ 2 (K-I50)
34-125
91
171,0
1,88
0,30
№ 3 (К-150)
34-125
91
171,0
1,37
0,31
№ 2 (K-I50)
125-150
25
49,26
1,97
0,31
№ 3-(К-150)
125-150
25
49,26
2,5
0,40
№1(К-35)
4-20
16
40,0
3,7
0,58
№1(К-25)
20-25
5
18,5
Первая возможная ступень нагрузки ТЭС определяется суммой величин
технического минимума турбоагрегатов (из таблицы 7.4 графа 4), для
которого поагрегатно находим часовой расход тепла.
37
1) При работе агрегатов с нагрузкой, соответствующей техническому
минимуму:
Q=(Q
xx
+q’
1
× P
min
)× 4,19 ГДж/ч.
(7.1)
Подставляя значение в формулу (7.1) из таблицы 7.2, определяем
величину расхода тепла (Q) соответствующего агрегата при работе агрегатов с
минимальной технической мощностью Q
1min
, Q
2min
и т.д., получим:
Q
1
= 8 + 2,5 × 4 = 18,0 × 4,19 ГДж/ч;
Q
2
= 28 + 1,88 × 34 = 91,92 ×4,19 ГДж/ч;
Q
3
=28+1,88×34= 91,92× 4,19 ГДж/ч;
Q
4
= 45 + 1,58 × 105 = 210,9× 4,19 ГДж/ч.
Рассчитывается величина расхода тепла по ТЭС при работе её агрегатов
с технически ограниченной мощностью:
∑Q
min
= 412,74 × 4,19 ГДж/ч.
Записываем полученные данные и соответствующие им нагрузки в
первую строку таблицы 7.5. Далее по критерию минимума относительного
прироста тепла при сопоставлении данных по агрегатам станции (в примере
1.58) догружается агрегат № 4 (строка 1 таблицы 7.4) до 700 МВт.
Определяется расход тепла при данной нагрузке этого агрегата и в целом по
турбинному цеху прибавляем прирост тепла 943,1 4,19 ГДж/ч, связанного с
приростом нагрузки 595 МВт.
Работа остальных агрегатов остаётся на уровне минимальных
мощностей до тех пор, пока возрастающая нагрузка потребителей не может
быть покрыта без их участия. Так, после полной загрузки агрегата № 4 до его
предельной мощности (800 МВт) возрастающая нагрузка переходит в зону
относительного прироста тепла, равного 1,88 4,19 ГДж/МВт, или
0,25т.у.т./МВт, т.е. нагружается агрегат № 2 или № 3 от 34 МВт до 125 МВт
(т.к. их относительные значения при росте тепла в зоне от 37 до 125 МВт
одинаковы) в зоне нагрузки ТЭС 872-963 МВт. Прирост тепла 171,0 4,19
ГДж/ч, связанный с ростом нагрузки, например, агрегата № 2, равной 91 МВт
(таблица 7.4), прибавляем к расходу тепла агрегата №2 и суммарному по ТЭС
- получим 260 и 1700 4,19 ГДж/ч.
По окончании загрузки агрегатов № 2 и № 3 загружаем агрегат №1,
обладающий наименьшей экономичностью, и тогда ТЭС будет нести
нагрузку, равную её установленной мощности (в примере 1125 МВт).
На основании данных таблицы 7.5 по экономичному распределению
нагрузки
ТЭС
между
турбоагрегатами
строим
эксплуатационные
характеристики турбинного цеха: