Добавлен: 02.02.2019
Просмотров: 3198
Скачиваний: 19
38
b’=f(P
ТЭС
);
(7.2)
P
АГР
=f(P
ТЭС
);
(7.3)
B=f(P
ТЭС
).
(7.4)
По
горизонтальной
оси
(абсцисс)
откладывается
суммарная
электрическая нагрузка ТЭС с указанием характерных зон ее изменения (из
таблицы 7.5), а по осям координат, соответственно, относительные приросты
расхода топлива b’, мощность P
АГР
и расход топлива В.
Все три графика относительных приростов турбинного цеха (а):
режимная карта (б) и расходная характеристика (в) - строятся на одной
странице с целью удобства анализа эксплуатационных характеристик
турбинного цеха станции. Для выполнения построения графика «а», «б» и «в»
используются данные таблицы 7.4.
Учет потерь активной мощности в электрических сетях является
существенным фактором, влияющим на оптимальное распределение нагрузки
Энергосистемы между электростанциями. С целью упрощения расчетов ниже
рассматривается действие этого фактора без учета влияния реактивных
мощностей Q
p
на распределение активной нагрузки между станциями.
Изменение нагрузки i-ой станции Р при неизменной мощности
остальных вызывает изменение нагрузки в какой-либо точке сети, называемой
балансирующей точкой. В этих условиях нагрузка балансирующей точки
должна быть изменена, т.е. при этом произойдет изменение и потерь в сети на
ΔР
сети
. Тогда, соответственно, прирост расхода условного топлива на единицу
полезно отпущенной мощности также изменится.
Таким образом, учет изменений потерь мощности в электрической сети
сводится к умножению относительного прироста расхода топлива нетто на i -
ой электростанции на поправку K
С
:
К
С
=
,
(7.5)
где
- производная суммарных потерь в сети на каждой ступени
нагрузки станции.
При этом 0≤ ≤ 0, поэтому и 0 ≤K
C
≤ 0.
Величина применительно к работе определяется, как:
=
,
(7.6)
где
- суммарная мощность ТЭС или i-ой ступени загрузки, МВт;
- суммарные потери активной мощности при передаче i-ой
мощности по ЛЭП и в трансформаторах сети, МВт.
Экономическое сечение проводов ЛЭП связи с системой определяются
для заданных значений максимальных передаваемых мощностей по формуле:
39
S=
,
(7.7)
где cosφ - коэффициент мощности, находится в диапазоне значений
0,85-0,9;
Р
м
- передаваемая мощность, МВт;
U - напряжение сети, кВ;
n - число параллельных цепей;
j
ЭК
- экономическая плотность тока, j
ЭК
=1,3-1,5 А/мм
2
.
Значения экономических мощностей (в числителе) и предельных
длительно допустимых по нагреву мощностей (в знаменателе) ЛЭП
приведены в таблице 3.6.
Активное сопротивление проводов ЛЭП определяется, как:
R=ρ× ,
(7.8)
где L - протяженность ЛЭП, км;
ρ - удельное сопротивление проводов, для учебных целей принять
равным 31,7
;
S - сечение провода, мм
2
.
Расчетное значение тока по сети от ОРУ для каждой ступени нагрузки
электростанции находится, как:
I
P
=
А,
(7.9)
где P
L
- передаваемая мощность по отдельным открытым
распределительный устройствам станции, заданного напряжения, МВт.
На каждой ступени нагрузки определение Р
L
без учета потерь мощности
на корону необходимо осуществлять в следующей последовательности:
1) число линий связи и количество ЛЭП до потребителей принимается в
расчетах по установленной мощности станции;
2) всю мощность от станции распределить между сетями в следующих
соотношениях: 20-35% в систему, 80-65% для покрытия нагрузки
потребителей, питающихся от данной станции;
3) для каждой ступени нагрузки определить потери в сети по формуле:
,
(7.10)
где
- потери мощности в каждой отдельно взятой линии оизвестным
сечением и заданной длиной, МВт.
40
Т а б л и ц а 7.5 – Распределение нагрузки между турбоагрегатами
Зона
суммарной
нагрузки
ТЭС, МВт
Относительные
приросты
Турбоагрегат
№ 1
Турбоагрегат
№ 2
Турбоагрегат
№ 3
Турбоагрегат
№ 4
Всего по
турбинному цеху
тепла
4.19
ГДж
/МВт×ч
топлива
т.у.т.
/МВт×ч
МВт
4.19
ГДж/ч
МВт
4.19
ГДж/ч
МВт
4.19
ГДж/ч
МВт 4.19 ГДж/ч МВт 4.19
ГДж/ч
т у.т./ч
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
177
4
18
34
91,8
34
91,8
105
210,9
177 412,5 65,5
177-772
1,58
0,25
4
18
34
91,8
34
91,8
700
1150
772 1351,6 214,2
772-872
1,77
0,28
4
18
34
91,8
34
91,8
800
1327
872 1528,6 243,0
872-963
1,88
0,30
4
18
125
260
34
91,8
800
1327
963
1700 270,0
963-1054
1,88
0,30
4
18
125
260
125
260
800
1327
1054 1871 298,0
1054-1120
1120-1125
3,7
0,58
25
76,5
150
312,5
150
312,5
800
1327
1125 2027,9 327,0
41
42
4) определяют суммарные потери активной мощности во всех линиях
сети:
,
(7.11)
где I - число ЛЭП в сети (i = 1,...,N).
Потери мощности в трансформаторах определяются по формуле:
,
(7.12)
где
– потери холостого хода, кВт;
– потери короткого замыкания, кВт;
– величина полной мощности нагрузки трансформатора, кВА;
– номинальная мощность трансформатора, кВА.
В работе величина потерь мощности в трансформаторах учитывается с
помощью поправочного коэффициента δ , принятого в расчетах равным δ = 1,2
- 1,3.
Таким образом, суммарные потери мощности в элементах сети
определяются, как:
.
(7.13)
В
результате
поправочный
коэффициент,
корректирующий
относительный прирост топлива, определится, как:
.
(7.14)
.
(7.14)
Данные расчетов заносим в таблицу 7.6.
Т а б л и ц а 7 .6 - Корректировка относительного прироста топлива
Нагрузка
ТЭС ∑P
ТЭС
,
МВт
Рабочий
ток,
I
РАБ,
КА
Потери
активной
мощности
ΔP ,МВт
Доля
потерь
Попра-
вочный
коэффи-
циент K
С
Относительный
прирост топлива
т у.т./МВт×ч
Расчет-
ный
Откоррек-
тированый
1
2
3
4
5
6
7
177
0,39
3,9
0,022
1,03
0,25
0,26
772
1,6
73,43
0,095
1,14
0,25
0,285
872
1,9
92,4
0,106
1,16
0,28
0,325
963
2,0
100,2
0,104
1,16
0,31
0,356
1125
2,49
159,5.
0,142
1,23
0,58
0,711