Расчет производственной программы энергосистемы

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

Задание на курсовой проект

Электропотребление в системе

Часовое потребление энергии по отраслям и системе в целом за год

Расчет теплофикационных и производственных нагрузок агрегатов ТЭЦ

Определение уровня и режима энергопотребления в энергосистеме

Построение характеристик относительных приростов электростанций и энергосистемы

Вывод в летний ремонт агрегатов типа Т и ПТ

Вывод в летний ремонт агрегатов типа К

Определение удельного расхода топлива электростанций энергосистемы

Приложения

ВВЕДЕНИЕ

Целью курсовой работы является расчет производственной программы энергосистемы. Для этого необходимо найти оптимальное распределение производства электрической и тепловой энергии между электростанциями. Модель расчета упрощена тем, что годовой режим электро- и теплопотребления представлен в виде двух графиков нагрузки: зимнего и летнего.

ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Для выполнения курсового проекта преподавателем были заданы следующие данные:

вариант задания №13;

генерирующее оборудование;

Его состав приведен в таблице ниже.

Тип турбоагрегата	Количество (вид топлива)
К-150	6 (М)
К-300	8 (Г)
К-500	3 (КУ)
ПТ-60	1 (М)
ПТ-135	1 (М)
Т-100	4 (М)

доля электропотребления в процентах для различных вариантов.

60	10	15	15

Электропотребление в системе

В таблице 1 и 2 приведена структура потребления электроэнергии в процентах от суммарного потребления. Суммарный уровень электропотребления в системе определяется по формуле:

Э = Э₁ + Э₂ + Э₃ + Э₄

где: Э₁ - производственное потребление электроэнергии;

Э₂ - коммунально-бытовое потребление электроэнергии;

Э₃ - сельскохозяйственное потребление электроэнергии;

Э₄ - потребление электроэнергии на транспорте.

Конфигурации графиков для различных видов нагрузок в относительных единицах приведены в таблице 1 и 2. Продолжительность летнего периода принимается равной N₁=210 суток, а зимнего - N₂=155 суток. Максимальную нагрузку (Nmax) для каждого вида электропотребления рекомендуется принимать равной:

N_max = N_y* К

где N_y - суммарная установленная мощность электростанций энергосистемы;

К -доля электропотребления данного вида от суммарного электропотребления по системе.

В курсовом задании указывается состав электростанций энергосистемы, тип установленного на них оборудования и вид сжигаемого топлива (Г - газ, м - мазут, ку - каменный уголь, бу - бурый уголь).

Для каждого варианта предполагается возможность покупки электроэнергии из соседних энергосистем в объеме 15% от суммарной установленной мощности электростанций энергосистемы (10% от одной и 5% от второй энергосистемы).

Произведя нужные расчеты мы получили суточное распределение энергии энергосистемы по отраслям.

Часовое потребление энергии по ОТРАСЛЯМ и системе в целом за год

Таблица 1

Часы	Зима	Суммарное часовое потребление
	Э1	Э2	Э3	Э4
	%	Факт	%	Факт	%	Факт	%	Факт
1	0.60	1942.20	0.40	215.80	0.20	161.85	0.75	606.94	2926.79
2	0.60	1942.20	0.30	161.85	0.20	161.85	0.75	606.94	2872.84
3	0.60	1942.20	0.30	161.85	0.20	161.85	0.75	606.94	2872.84
4	0.60	1942.20	0.30	161.85	0.20	161.85	0.80	647.40	2913.30
5	0.65	2104.05	0.35	188.83	0.30	242.78	0.85	687.86	3223.51
6	0.70	2265.90	0.44	237.38	0.45	364.16	0.87	704.05	3571.49
7	0.80	2589.60	0.55	296.73	0.50	404.63	0.90	728.33	4019.28
8	0.90	2913.30	0.70	377.65	0.65	526.01	0.92	744.51	4561.47
9	0.96	3107.52	0.75	404.63	0.50	404.63	0.90	728.33	4645.10
10	0.95	3075.15	0.70	377.65	0.55	445.09	0.87	704.05	4601.94
11	0.90	2913.30	0.65	350.68	0.70	566.48	0.80	647.40	4477.85
12	0.85	2751.45	0.60	323.70	0.75	606.94	0.85	687.86	4369.95
13	0.85	2751.45	0.55	296.73	0.65	526.01	0.88	712.14	4286.33
14	0.90	2913.30	0.60	323.70	0.60	485.55	0.90	728.33	4450.88
15	0.94	3042.78	0.65	350.68	0.67	542.20	0.92	744.51	4680.16
16	0.95	3075.15	0.70	377.65	0.75	606.94	0.93	752.60	4812.34
17	0.97	3139.89	0.80	431.60	0.85	687.86	0.98	793.07	5052.42
18	1.00	3237.00	1.00	539.50	1.00	809.25	1.00	809.25	5395.00
19	0.95	3075.15	0.95	512.53	0.90	728.33	0.97	784.97	5100.97
20	0.90	2913.30	0.90	485.55	0.80	647.40	0.95	768.79	4815.04
21	0.85	2751.45	0.90	485.55	0.65	526.01	0.90	728.33	4491.34
22	0.80	2589.60	0.80	431.60	0.50	404.63	0.85	687.86	4113.69
23	0.70	2265.90	0.65	350.68	0.40	323.70	0.80	647.40	3587.68
24	0.65	2104.05	0.45	242.78	0.30	242.78	0.80	647.40	3237.00
Итог за зиму	63348.09	8087.11	10738.75	16905.23	99079.18
	103610.98

Таблица 2

Часы	Лето	Суммарное часовое потребление
	Э1	Э2	Э3	Э4
	%	Факт	%	Факт	%	Факт	%	Факт
1	0.50	1618.50	0.20	107.90	0.10	80.93	0.70	566.48	2373.80
2	0.50	1618.50	0.20	107.90	0.10	80.93	0.70	566.48	2373.80
3	0.50	1618.50	0.20	107.90	0.10	80.93	0.70	566.48	2373.80
4	0.50	1618.50	0.20	107.90	0.20	161.85	0.75	606.94	2495.19
5	0.55	1780.35	0.20	107.90	0.30	242.78	0.77	623.12	2754.15
6	0.60	1942.20	0.30	161.85	0.40	323.70	0.80	647.40	3075.15
7	0.70	2265.90	0.40	215.80	0.30	242.78	0.85	687.86	3412.34
8	0.75	2427.75	0.55	296.73	0.30	242.78	0.82	663.59	3630.84
9	0.80	2589.60	0.60	323.70	0.40	323.70	0.80	647.40	3884.40
10	0.80	2589.60	0.55	296.73	0.50	404.63	0.78	631.22	3922.17
11	0.78	2524.86	0.50	269.75	0.55	445.09	0.75	606.94	3846.64
12	0.75	2427.75	0.45	242.78	0.50	404.63	0.70	566.48	3641.63
13	0.65	2104.05	0.50	269.75	0.40	323.70	0.73	590.75	3288.25
14	0.70	2265.90	0.55	296.73	0.35	283.24	0.78	631.22	3477.08
15	0.70	2265.90	0.60	323.70	0.45	364.16	0.80	647.40	3601.16
16	0.72	2330.64	0.65	350.68	0.55	445.09	0.82	663.59	3789.99
17	0.73	2363.01	0.70	377.65	0.65	526.01	0.86	695.96	3962.63
18	0.73	2363.01	0.75	404.63	0.70	566.48	0.90	728.33	4062.44
19	0.70	2265.90	0.70	377.65	0.60	485.55	0.87	704.05	3833.15
20	0.65	2104.05	0.65	350.68	0.50	404.63	0.85	687.86	3547.21
21	0.60	1942.20	0.60	323.70	0.40	323.70	0.83	671.68	3261.28
22	0.60	1942.20	0.50	269.75	0.30	242.78	0.80	647.40	3102.13
23	0.55	1780.35	0.40	215.80	0.20	161.85	0.80	647.40	2805.40
24	0.55	1780.35	0.30	161.85	0.20	161.85	0.75	606.94	2710.99
Итог за лето	50529.57	6069.38	7323.71	15302.92	79225.58
	79225.58

Расчет теплофикационных и производственных нагрузок агрегатов ТЭЦ

Для тепловой нагрузки принимаются два типовых суточных графика нагрузки (N_з= 155 суток, N_л=210 суток). При этом производственная нагрузка принимается одинаковой для зимнего и летнего периода года. Максимальная производственная нагрузка (Qпмах) равна:

Q_пмах = 0,8 * Q_пном

где: Q_пном - номинальная величина производственных отборов турбин типа ПТ.

В течение суток производственная тепловая нагрузка изменяется следующим образом:

с 0 до 8 часов

Q_п = 0,6 * Q_пмах

с 8 до 24 часов

Q_п = Q_пмах

График теплофикационной нагрузки принимается одноступенчатым для зимних и летних суток. Для зимних суток теплофикационная нагрузка равна:

Q_тзим = 0,8 Q_тном

где: Q_{тном -} номинальная величина теплофикационных отборов турбин типа ПТ и Т.

Для летних суток величина теплофикационной нагрузки равна:

Q_{т лет} = 0,2 * Q_{т зим}

Произведем расчет теплофикационной и производственной тепловой нагрузки турбин типа ПТ и Т.

Для турбин 1хПТ-60.

Теплофикационная нагрузка равна:

Qт^зим = 0,8. Qт^ном = 0,8*52 = 41.6 Гкал/час;

Qт^лет = 0,2. Qт^зим = 0,2*52 = 10.4 Гкал/час;

Для всей ТЭЦ данная теплофикационная нагрузка не измениться, поскольку на ТЭЦ установлен только один агрегат ПТ-60.

Производственная нагрузка равна:

Q_пмах = 0,8 * Q_пном = 0,8*85 = 68 Гкал/час;

Для периода с 0 до 8 часов:

Q_п = 0,6 * Q_пмах = 0,6*68 = 40,8 Гкал/час;

Для периода с 8 до 24 часов:

Q_п = Q_пмах = 68 Гкал/час;

Для всей ТЭЦ данная производственная нагрузка не измениться, поскольку на ТЭЦ установлен только один агрегат ПТ-60.

Для турбин 1хПТ-135.

Теплофикационная нагрузка равна:

Qт^зим = 0,8. Qт^ном = 0,8*110 = 88 Гкал/час;

Qт^лет = 0,2. Qт^зим = 0,2*88 = 17,6 Гкал/час;

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

Производственная нагрузка равна:

Q_пмах = 0,8 * Q_пном = 0,8*200 = 160 Гкал/час;

Для периода с 0 до 8 часов:

Q_п = 0,6 * Q_пмах = 0,6*200 = 96 Гкал/час;

Для периода с 8 до 24 часов:

Q_п = Q_пмах = 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:

Qт^зим = 0,8. Qт^ном = 0,8*160 = 128 Гкал/час;

Qт^лет = 0,2. Qт^зим = 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:

Qт^зим = 128*4 = 512 Гкал/час;

Qт^лет = 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 коммунально-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;

Э_зима = 4317,12 МВт;

Лето:

Э₁ = 2105,39 МВт;

Э₂ = 252,89 МВт;

Э₃ = 305,15 МВт;

Э₄ = 637,62 МВт;

Э_лето = 3301,06 МВт;

За год:

Э_год = 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

Q_мин = Q_хх + q₁ * P_мин

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

где Q₁, Q₂, r₁, r₂ - смежные с Q значения тепловых нагрузок и соответствующих им относительных приростов из таблицы 4 (Q₂>Q₁, r₂>r₁).

Расчет ХОП агрегатов КЭС

Агрегат К-150

Поскольку агрегат К-150 работает на мазуте, то минимальная нагрузка котлоагрегатов принимается равной 50% от номинальной. Следовательно:

Q_min = 0.5*Q_ном = 0,5*320 = 160 Гкал/час.

Значение Q_ном берется из табл. 3. Из таблицы 3 для величины 50% берем значение относительного прироста расхода топлива на котлоагрегат. Следовательно r_min=0,153 тут/Гкал. Теперь необходимо определить минимальную электрическую нагрузку агрегата. Она определяется по формуле:

МВт;

Для определения минимальной электрической нагрузки всей станции необходимо данную величины умножить на количество агрегатов установленных на станции.

Далее необходимо определить экономическую нагрузку агрегата, которая определяется по формуле:

Q_эк = Q_хх + q₁ * P_эк = 24,85+1,922*124 = 263,17 Гкал/час;

Значения Q_хх, q₁, q_2, Р_эк задаются в табл. 4.

Определим, какой процент от номинальной тепловой нагрузки составляет экономическая нагрузка КА:

По полученному значению Q_эк % определим r_эк используя табл. 3. При этом мы получили: r_эк=0,1653 тут/Гкал. Все полученные значения заносим в таблицу.

Нагрузка КЭС, МВт	q (Гкал/МВт*ч)	r (т.у.т./Гкал)	Е (т.у.т./МВт*ч)
Рmin=70,31 (421,86)	1,922	0,153	0,294
Рэк=124 (744)	1,922/2,101	0,1653	0,3178/0,3472
Рмах=150 (900)	2,101	0,18	0,3781

В скобках приведена мощность для всей станции.

Агрегат К-300

Поскольку агрегат К-300 работает на газу, то минимальная нагрузка котлоагрегатов принимается равной 50% от номинальной. Следовательно:

Q_min = 0.5*Q_ном = 0,5*605 = 302,5 Гкал/час.

Значение Q_ном берется из табл. 3.

Из таблицы 3 для величины 50% берем значение относительного прироста расхода топлива на котлоагрегат. Следовательно r_min=0,151 тут/Гкал.

Теперь необходимо определить минимальную электрическую нагрузку агрегата. Она определяется по формуле:

МВт;

Для определения минимальной электрической нагрузки всей станции необходимо данную величины умножить на количество агрегатов установленных на станции.

Далее необходимо определить экономическую нагрузку агрегата, которая определяется по формуле:

Q_эк = Q_хх + q₁ * P_эк = 35,00+1,810*270 = 523,70 Гкал/час;

Значения Q_хх, q₁, q_2, Р_эк задаются в табл. 4.

Определим, какой процент от номинальной тепловой нагрузки составляет экономическая нагрузка КА:

По полученному значению Q_эк% определим r_эк используя табл. 3. При этом мы получили: r_эк=0,1626 тут/Гкал. Все полученные значения заносим в таблицу.

Нагрузка КЭС, МВт	q (Гкал/МВт*ч)	r (т.у.т./Гкал)	Е (т.у.т./МВт*ч)
Рmin=147,79 (1182,32)	1,810	0,151	0,273
Рэк=270 (2160)	1,810/1,930	0,1626	0,2943/0,3138
Рмах=300 (2400)	1,930	0,171	0,330

В скобках приведена мощность для всей станции.

Агрегат К-500

Поскольку агрегат К-500 работает на угле, то минимальная нагрузка котлоагрегатов принимается равной 60% от номинальной. Следовательно:

Q_min = 0.6*Q_ном = 0,6*1025 = 615 Гкал/час.

Значение Q_ном берется из табл. 3.

Из таблицы 3 для величины 50% берем значение относительного прироста расхода топлива на котлоагрегат. Следовательно

r_min=0,152 тут/Гкал.

Теперь необходимо определить минимальную электрическую нагрузку агрегата. Она определяется по формуле:

МВт;

Значения Q_хх, q₁, q_2, Р_эк задаются в табл. 4.

Для определения минимальной электрической нагрузки всей станции необходимо данную величины умножить на количество агрегатов установленных на станции.

Далее необходимо определить экономическую нагрузку агрегата, которая определяется по формуле:

Q_эк = Q_хх + q₁ * P_эк = 58,00+1,805*450 = 870,25 Гкал/час;

Определим, какой процент от номинальной тепловой нагрузки составляет экономическая нагрузка КА:

По полученному значению Q_эк% определим r_эк используя табл. 3. При этом мы получили: r_эк=0,1599 тут/Гкал. Все полученные значения заносим в таблицу.

Нагрузка КЭС, МВт	q (Гкал/МВт*ч)	r (т.у.т./Гкал)	Е (т.у.т./МВт*ч)
Рmin=308,5 (925,5)	1,805	0,152	0,274
Рэк=450 (1350)	1,805/1,900	0,1599	0,2886/0,3038
Рмах=500 (1500)	1,900	0,167	0,317

В скобках приведена мощность для всей станции.

Построение ХОП агрегатов ТЭЦ.

Характеристики относительных приростов ТЭЦ строятся на основе энергетических характеристик теплофикационных ТА. В целях упрощения расчетов вместо относительных характеристик КА используется удельный расход топлива на отпущенное с КА тепло, величина которого не зависит от нагрузки КА и принимается равным:

(т.у.т./Гкал)

В результате относительный прирост расхода топлива ТЭЦ по конденсационному циклу будет равен

E = b * q_к

где q_к - относительный прирост теплофикационного ТА по конденсационному циклу.

Для построения ХОП ТЭЦ необходимо определить минимальную электрическую нагрузку теплофикационных агрегатов. Для этого тепловую нагрузку между агрегатами распределяется поровну. Зная величину тепловой нагрузки для каждого агрегата, определяется теплофикационная мощность для каждого из них в соответствии с энергетическими характеристиками (таблица 4). Теплофикационная мощность всей станции (P_т) определяется как произведение теплофикационной мощности одного агрегата на их количество. Найденная теплофикационная электрическая мощность вписывается в базовую часть графика электрической нагрузки энергосистемы как вынужденная мощность. К вынужденной мощности ТЭЦ относится также и минимально необходимая конденсационная мощность, обусловленная пропуском пара в конденсатор. Для каждого агрегата эту мощность (P_кmin) можно принять равной 5% от номинальной. В результате полная вынужденная мощность агрегата и всей станции, которая и будет минимальной электрической нагрузкой, определится как

P_вын = P_т + P_кmin

На основе ХОП электростанций строится ХОП энергосистемы. Для этого на листе миллиметровой бумаги вначале строятся ХОП всех электростанций, а затем справа от них на основе этих ХОП строится ХОП энергосистемы по характерным точкам. Первая точка - это минимальная нагрузка энергосистемы, равная сумме минимальных нагрузок электростанций. Последняя точка - это максимальная нагрузка, равная сумме максимальных нагрузок станций. Эти нагрузки соответствуют Е_min и Е_max энергосистемы.

ХОП энергосистемы строятся отдельно для зимнего и летнего периодов года. При этом предполагается, что в зимний период все оборудование находится в работе, а для летнего периода один агрегат на каждой станции выводится в ремонт. Если по условию баланса тепловых нагрузок на ТЭЦ вывод одного агрегата в ремонт недопустим, то считаются включенными в летний период все агрегаты. Если в случае вывода в ремонт агрегатов не выполняется условие баланса по электрической нагрузке для энергосистемы в целом, то на одной из КЭС агрегаты не отключаются в летний период.

Распределение нагрузки между станциями производится по принципу равенства относительных приростов или по принципу первоочередной загрузки станции, имеющей меньшее значение относительного прироста. Распределение производится для каждого часа суток отдельно для зимних и летних суток. Одна из КЭС принимается балансирующей, то есть ее нагрузка определяется как разность нагрузки энергосистемы и остальных станций. В результате такого распределения получаем суточные графики нагрузки всех электростанций. Зная суточные графики и количество суток в зимний и летний период года, можно определить годовую выработку электроэнергии по каждой станции. Для ТЭЦ дополнительно необходимо учитывать выработку электроэнергии по теплофикационному циклу.

Расчет ХОП агрегатов ТЭЦ

Агрегат ПТ-60

Поскольку тепловая мощность агрегата типа ПТ зависит от времени суток (производственная нагрузка) и от периода года (теплофикационная нагрузка), то расчет нагрузки агрегата разобьем на несколько частей.

Теплофикационная нагрузка равна:

Qт^зим = 0,8. Qт^ном = 0,8*52 = 41.6 Гкал/час;

Qт^лет = 0,2. Qт^зим = 0,2*52 = 10.4 Гкал/час;

Для всей ТЭЦ данная теплофикационная нагрузка не измениться, поскольку на ТЭЦ установлен только один агрегат ПТ-60.

Производственная нагрузка равна:

Q_пмах = 0,8 * Q_пном = 0,8*85 = 68 Гкал/час;

зима

Для периода с 0 до 8 часов:

Q_п = 0,6 * Q_пмах = 0,6*68 = 40,8 Гкал/час;

Qт^зим = 0,8*52 = 41.6 Гкал/час;

Р_т=0,35*Q_п+0,614*Q_т-8,7 = 0,35*40,8+0,614*41,6-8,7 = 31,21 МВт;

P_кmin=0,05*Р_ном = 0,05*60 = 3 МВт;

P_вын = P_т + P_кmin = 31,21+3= 34,12 МВт.

Для периода с 8 до 24 часов:

Q_п = Q_пмах = 68 Гкал/час;

Qт^зим = 0,8*52 = 41.6 Гкал/час;

Р_т=0,35*Q_п+0,614*Q_т-8,7 = 0,35*68+0,614*41,6-8,7 = 40,64 МВт;

P_кmin=0,05*Р_ном = 0,05*60 = 3 МВт;

P_вын = P_т + P_кmin = 40,64+3= 43,64 МВт.

Агрегат ПТ-135

Теплофикационная нагрузка равна:

Qт^зим = 0,8. Qт^ном = 0,8*110 = 88 Гкал/час;

Qт^лет = 0,2. Qт^зим = 0,2*88 = 17,6 Гкал/час;

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

Производственная нагрузка равна:

Q_пмах = 0,8 * Q_пном = 0,8*200 = 160 Гкал/час;

зима

Для периода с 0 до 8 часов:

Q_п = 0,6 * Q_пмах = 0,6*200 = 96 Гкал/час;

Qт^зим = 88 Гкал/час

Р_т=0,36*Q_п+0,616*Q_т-14,5 = 0,36*96+0,616*88-14,5 = 74,28 МВт;

P_кmin=0,05*Р_ном = 0,05*135 = 6,75 МВт;

P_вын = P_т + P_кmin = 74,28+6,75 = 81,03 МВт.

Для периода с 8 до 24 часов:

Q_п = Q_пмах = 160 Гкал/час;

Qт^зим = 88 Гкал/час

Р_т=0,36*Q_п+0,616*Q_т-14,5 = 0,36*160+0,616*88-14,5 = 97,3 МВт;

P_кmin=0,05*Р_ном = 0,05*135 = 6,75 МВт;

P_вын = P_т + P_кmin = 97,3+6,75 = 104,05 МВт.

ЛЕТо

Для периода с 0 до 8 часов:

Q_п = 0,6 * Q_пмах = 0,6*200 = 96 Гкал/час;

Qт^лет = 0,2. Qт^зим = 0,2*110 = 22 Гкал/час;

Р_т=0,36*Q_п+0,616*Q_т-14,5 = 0,36*96+0,616*22-14,5 = 30,9 МВт;

P_кmin=0,05*Р_ном = 0,05*135 = 6,75 МВт;

P_вын = P_т + P_кmin = 30,9+6,75 = 37,65 МВт.

Для периода с 8 до 24 часов:

Q_п = Q_пмах = 160 Гкал/час;

Qт^лет = 0,2. Qт^зим = 0,2*110 = 17,6 Гкал/час;

Р_т=0,36*Q_п+0,616*Q_т-14,5 = 0,36*160+0,616*17,6-14,5 = 53,94 МВт;

P_кmin=0,05*Р_ном = 0,05*135 = 6,75 МВт;

P_вын = P_т + P_кmin = 53,94+6,75 = 60,69 МВт.

Агрегат Т-100

Теплофикационная нагрузка равна:

Qт^зим = 0,8. Qт^ном = 0,8*160 = 128 Гкал/час;

Qт^лет = 0,2. Qт^зим = 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:

Qт^зим = 128*4 = 512 Гкал/час;

Qт^лет = 25,6*4 = 102,4 Гкал/час;

зима

Qт^зим = 128 Гкал/час;

Р_т=0,63*Q_т-9,5 = 0,63*128-9,5 = 71,14 МВт;

P_кmin=0,05*Р_ном = 0,05*100 = 5 МВт;

P_вын = P_т + P_кmin = 71,14+5 = 76,14 МВт;

Для всей станции:

P_вын = 76,14*4 = 304,56 МВТ.

ЛЕТО

Qт^лет = 25,6 Гкал/час;

Р_т=0,63*Q_т-9,5 = 0,63*25,6-9,5 = 6,502 МВт;

P_кmin=0,05*Р_ном = 0,05*100 = 5 МВт;

P_вын = P_т + P_кmin = 6,502+5 = 11,502 МВт;

Для всей станции:

P_вын = 11,502*4 = 46,008 МВТ.

Вывод в летний ремонт агрегатов типа Т и ПТ

Для правильного вывода в ремонт агрегатов ТЭЦ необходимо соблюсти некоторые условия. Перечислим их.

1. Оставшиеся после вывода в ремонт агрегаты должны покрывать теплофикационную нагрузку потребителей.

2. Оставшиеся после вывода в ремонт агрегаты должны покрывать производственную нагрузку потребителей.

3. Оставшиеся суммарная установленная мощность системы не должна быть меньше летнего часового максимума.

Соблюдая все выше приведенные условия мы произвели вычисления и в результате получили следующие результаты:

летом имеется возможность вывести в ремонт три агрегата Т-100;

так же имеется возможность вывести в ремонт агрегат ПТ-135.

Вывод в летний ремонт агрегатов типа К

Для вывода в ремонт агрегатов КЭС необходимо соблюдать следующие условия. Перечислим их.

1. Суммарная установленная мощность системы после вывода в ремонт агрегатов не должна быть меньше летнего часового максимума.

2. При расчете суммарной установленной мощности энергетической системы необходимо учитывать то обстоятельство, что у нас уже выведено в ремонт некоторое количество агрегатов ТЭЦ.

С учетом всех вышеприведенных условий мы произвели расчет и получили следующие результаты:

имеется возможность вывести в ремонт один агрегат К-150;

имеется возможность вывести в ремонт один агрегат К-300;

имеется возможность вывести в ремонт один агрегат К-500;

ОПРЕДЕЛЕНИЕ УДЕЛЬНОГО РАСХОДА ТОПЛИВА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

электропотребление энергосистема топливо

Для КЭС расход топлива может быть определен следующим образом. Определяется часовая нагрузка одного агрегата и с использованием энергетических характеристик (таблица 4), определяется расход тепла на агрегат за каждый час суток. Для этого, используя значение КПД котлоагрегата (таблица 3), определяем удельный расход топлива на отпуск тепла

Далее определяется суточный расход топлива котлоагрегатом для летних и зимних суток

В_сут = b * Q_сут

где Q_сут - суточный расход тепла на турбоагрегат, определяемый как сумма часовых расходов.

Зная суточный расход топлива для характерных суток, определяется годовой расход топлива

В_год = В_сут.Л * N_л + В_сут.З * N_з

Расход топлива на ТЭЦ складывается из расхода на выработку электроэнергии и на отпуск тепла.

Расход на выработку электроэнергии определяется аналогично КЭС. При известных электрических нагрузках и энергетических характеристик теплофикационных агрегатов можно определить расход тепла на выработку электроэнергии (конденсационной плюс теплофикационной), а затем и расход топлива.

Расход топлива на отпуск тепла определяется как

В_год1 = b * Q_отп

где Q_отп - годовой отпуск тепла, который складывается из отпуска на производственные и теплофикационные нужды, которые соответственно равны:

Q_отп(п) = Q_сут(п) * (N_з + N_л)

Q_отп(т) = Q_сут(тЛ) х N_л + Q_сут(тЗ) * N_з

где Q_сут(п) - суточный отпуск тепла на производственные нужды; Q_сут(тЛ) - суточный отпуск тепла на теплофикационные нужды в летний период; Q_сут(тЗ) - суточный отпуск тепла на теплофикационные нужды в зимний период.

Общий расход топлива на ТЭЦ равен сумме расходов топлива на выработка электроэнергии и тепла, а удельный расход топлива на 1 кВт*ч, отпущенной с ТЭЦ в сети энергосистемы равен:

где B_{год(ТЭЦ)} - расход топлива на выработку электроэнергии на ТЭЦ;

Э_год - отпуск электроэнергии с ТЭЦ за год. Определяется, как сумма отпусков энергии за зиму и лето.

Расчет расходов топлива на станциях системы

Расчет расходов топлива на КЭС

КЭС с агрегатами К-150

Используя значение КПД котлоагрегата (таблица 3), определяем удельный расход топлива на отпуск тепла

Далее определяется суточный расход топлива котлоагрегатом для летних и зимних суток

В_{сут.зим} = b * Q_{сут.зим} = 0,160*4766,24 = 769.67 Гкал/час

В_{сут.лет} = b * Q_{сут.лет} = 0,160*5099,60 = 826.66 Гкал/час

где Q_сут - суточный расход тепла на турбоагрегат, определяемый как сумма часовых расходов. Данная величина приведена в таблице 5 и 6 приложение 1.

Зная суточный расход топлива для характерных суток, определяется годовой расход топлива

В_год = В_{сут.лет} * N_л + В_{сут.зим} * N_з = 826,66*210+769,67*155 = 292900.52 тут

Теперь зная годовой расход топлива и суммарный отпуск энергии с станции можно определить удельный расход топлива на выработку 1 кВт*ч

гут/кВт*ч;

Значение Э_отп приведено в таблице 5 и 6 приложения 1.

КЭС с агрегатами К-300

Используя значение КПД котлоагрегата (таблица 3), определяем удельный расход топлива на отпуск тепла

Далее определяется суточный расход топлива котлоагрегатом для летних и зимних суток

В_{сут.зим} = b * Q_{сут.зим} = 0,156*10813,08 = 1681,59 Гкал/час

В_{сут.лет} = b * Q_{сут.лет} = 0,156*11570,95 = 1827,37 Гкал/час

где Q_сут - суточный расход тепла на турбоагрегат, определяемый как сумма часовых расходов. Данная величина приведена в таблице 5 и 6 приложение 1.

Зная суточный расход топлива для характерных суток, определяется годовой расход топлива

В_год = В_{сут.лет} * N_л + В_{сут.зим} * N_з = 1681,59*155+1827,37*210 = 644396,36 тут

Теперь зная годовой расход топлива и суммарный отпуск энергии с станции можно определить удельный расход топлива на выработку 1 кВт*ч

гут/кВт*ч;

Значение Э_отп приведено в таблице 5 и 6 приложения 1.

КЭС с агрегатами К-500

Используя значение КПД котлоагрегата (таблица 3), определяем удельный расход топлива на отпуск тепла



Далее определяется суточный расход топлива котлоагрегатом для летних и зимних суток

В_{сут.зим} = b * Q_{сут.зим} = 0,155*19447,00 = 3020,37 Гкал/час

В_{сут.лет} = b * Q_{сут.лет} = 0,155*20349,50 = 3214,80 Гкал/час

где Q_сут - суточный расход тепла на турбоагрегат, определяемый как сумма часовых расходов. Данная величина приведена в таблице 5 и 6 приложение 1.

Зная суточный расход топлива для характерных суток, определяется годовой расход топлива

В_год = В_{сут.лет} * N_л + В_{сут.зим} * N_з = 13020,37*155+3214,80*210 = 1143265,71 тут

Теперь зная годовой расход топлива и суммарный отпуск энергии с станции можно определить удельный расход топлива на выработку 1 кВт*ч

гут/кВт*ч;

Значение Э_отп приведено в таблице 5 и 6 приложения 1.

Расчет расходов топлива на ТЭЦ

ТЭЦ с агрегатами ПТ-60

Расход топлива на ТЭЦ складывается из расхода на выработку электроэнергии и на отпуск тепла.

Расход на выработку электроэнергии определяется аналогично КЭС.

Используя значение КПД котлоагрегата, определяем удельный расход топлива на отпуск тепла

Далее определяется суточный расход топлива котлоагрегатом для летних и зимних суток

В_{сут.зим} = b * Q_{сут.зим} = 0,159*1327,82 = 211,12 Гкал/час

В_{сут.лет} = b * Q_{сут.лет} = 0,159*20349,50 = 3214,80 Гкал/час

где Q_сут - суточный расход тепла на турбоагрегат, определяемый как сумма часовых расходов. Данная величина приведена в таблице 5 и 6 приложение 1.

Зная суточный расход топлива для характерных суток, определяется годовой расход топлива

В_год.ээ = В_{сут.лет} * N_л + В_{сут.зим} * N_з = 211,12*155+3214,80*210 = 32724,30 тут

При известных электрических нагрузках и энергетических характеристик теплофикационных агрегатов можно определить расход тепла на выработку электроэнергии (конденсационной плюс теплофикационной), а затем и расход топлива.

Расход топлива на отпуск тепла определяется как

В_год.тэ = b * Q_отп = 0,159*378200,00 = 60133,80 тут;

где Q_отп - годовой отпуск тепла, который складывается из отпуска на производственные и теплофикационные нужды, которые соответственно равны:

Q_отп(п) = Q_сут(п) * (N_з) = 1442,00*155 = 223448,00 Гкал/час;

Q_отп(т) = Q_сут(тЗ) * N_з = 998*155 = 154752.00 Гкал/час;

В_год = В_год.тэ+В_год.ээ = 60133,80+32724,3 =92858,10 тут;

где Q_сут(п) - суточный отпуск тепла на производственные нужды;

Q_сут(тЗ) - суточный отпуск тепла на теплофикационные нужды в зимний период.

Удельный расход топлива на 1 кВт*ч, отпущенной с ТЭЦ в сети энергосистемы равен:

гут/кВт*ч

где B_{год(ТЭЦ)} - расход топлива на выработку электроэнергии на ТЭЦ;

Э_год - отпуск электроэнергии с ТЭЦ за год. Определяется, как сумма отпусков энергии за зиму и лето. Значение Э_отп приведено в таблице 5 и 6 приложения 1.

ТЭЦ с агрегатами ПТ-135

Используя значение КПД котлоагрегата, определяем удельный расход топлива на отпуск тепла

Далее определяется суточный расход топлива котлоагрегатом для летних и зимних суток

В_{сут.зим} = b * Q_{сут.зим} = 0,159*3043,00 = 483,85 Гкал/час

В_{сут.лет} = b * Q_{сут.лет} = 0,159*3336,60 = 530,50 Гкал/час

где Q_сут - суточный расход тепла на турбоагрегат, определяемый как сумма часовых расходов. Данная величина приведена в таблице 5 и 6 приложение 1.

Зная суточный расход топлива для характерных суток, определяется годовой расход топлива

В_год.ээ = В_{сут.лет} * N_л + В_{сут.зим} * N_з = 483,85*155+530,50*10 = 186404,40 тут

При известных электрических нагрузках и энергетических характеристик теплофикационных агрегатов можно определить расход тепла на выработку электроэнергии (конденсационной плюс теплофикационной), а затем и расход топлива.

Расход топлива на отпуск тепла определяется как

В_год.тэ = b * Q_отп = 0,159*1654144,00 = 263008,90 тут;

где Q_отп - годовой отпуск тепла, который складывается из отпуска на производственные и теплофикационные нужды, которые соответственно равны:

Q_отп(п) = Q_сут(п) * (N_з + N_л) = 3392,00*365 = 1238080,00 Гкал/час;

Q_отп(т) = Q_сут(тЛ) х N_л + Q_сут(тЗ) * N_з = 2112,00*155+422,4*210 = 416064,00 Гкал/час;

В_год = В_год.тэ+В_год.ээ = 263008,90+186404,40 =449413,30 тут;

где Q_сут(п) - суточный отпуск тепла на производственные нужды;

Q_сут(тЛ) - суточный отпуск тепла на теплофикационные нужды в летний период;

Q_сут(тЗ) - суточный отпуск тепла на теплофикационные нужды в зимний период.

Удельный расход топлива на 1 кВт*ч, отпущенной с ТЭЦ в сети энергосистемы равен:

гут/кВт*ч

где B_{год(ТЭЦ)} - расход топлива на выработку электроэнергии на ТЭЦ;

Э_год - отпуск электроэнергии с ТЭЦ за год. Определяется, как сумма отпусков энергии за зиму и лето. Значение Э_отп приведено в таблице 5 и 6 приложения 1.

ТЭЦ с агрегатами Т-100

Используя значение КПД котлоагрегата, определяем удельный расход топлива на отпуск тепла

Далее определяется суточный расход топлива котлоагрегатом для летних и зимних суток

В_{сут.зим} = b * Q_{сут.зим} = 0,159*2708,00 = 430,61 Гкал/час

В_{сут.лет} = b * Q_{сут.лет} = 0,159*3336,60 = 590,88 Гкал/час

где Q_сут - суточный расход тепла на турбоагрегат, определяемый как сумма часовых расходов. Данная величина приведена в таблице 5 и 6 приложение 1.

Зная суточный расход топлива для характерных суток, определяется годовой расход топлива

В_год.ээ = В_{сут.лет} * N_л + В_{сут.зим} * N_з = 430,61*155+590,88*210 = 184921,8 тут

При известных электрических нагрузках и энергетических характеристик теплофикационных агрегатов можно определить расход тепла на выработку электроэнергии (конденсационной плюс теплофикационной), а затем и расход топлива.

Расход топлива на отпуск тепла определяется как

В_год.тэ = b * Q_отп = 0,159*600456,00 = 95472,50 тут;

где Q_отп - годовой отпуск тепла, который складывается из отпуска на производственные и теплофикационные нужды, которые соответственно равны:

Q_отп(т) = Q_сут(тЛ) х N_л + Q_сут(тЗ) * N_з = 3048,00*155+609,6*210 = 600456,00 Гкал/час;

В_год = В_год.тэ+В_год.ээ = 184924,80+95472,50 = 280394,30 тут;

где Q_сут(п) - суточный отпуск тепла на производственные нужды; Q_сут(тЛ) - суточный отпуск тепла на теплофикационные нужды в летний период; Q_сут(тЗ) - суточный отпуск тепла на теплофикационные нужды в зимний период.

Удельный расход топлива на 1 кВт*ч, отпущенной с ТЭЦ в сети энергосистемы равен:

 гут/кВт*ч

где B_{год(ТЭЦ)} - расход топлива на выработку электроэнергии на ТЭЦ;

Э_год - отпуск электроэнергии с ТЭЦ за год. Определяется, как сумма отпусков энергии за зиму и лето. Значение Э_отп приведено в таблице 5 и 6 приложения 1.

Все выше рассчитанные значения сведем в таблицу.

Таблица результатов расчета расходов топлива на станции.
К-150	К-300	К-500	ПТ-60	Т-100	ПТ-135	Агрегат
0.16	0.156	0.155	0.159	0.159	0.159	b
837796.39	2110359.38	3798016.67	160270.0	724741.25	838660.00	Эотп
769.67	1681.59	3020.37	211.12	430.61	483.85	Всут.зим
826.668	1827.37	3214.80	0	590.88	530.50	Всут.лет
292900.52	644396.36	1143265.71	32724.3	184921.8	186404.4	Вээ
------	------	------	223448	0	1238080	Qотп.п
------	------	------	154752	600456	416064	Qотп.т
------	------	------	378200	600456	1654144	Qотп.сумм
------	------	------	60133.8	95472.5	263008.9	Втэ
292900.52	644396.36	1143265.71	92858.1	280394.3	449413.3	Вгод
349.604	305.349	301.016	204.183	255.155	222.264	bээ

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Таблица часовых нагрузок турбоагрегатов КЭС и ТЭЦ за год

Таблица 5

Часы	Часовая нагрузка турбоагрегата, МВт (зима)
	К-150	К-300	К-500	ПТ-60	Т-100	ПТ-135
1	70.17	147.75	308.33	34.00	76.00	81.00
2	70.17	147.75	308.33	34.00	76.00	81.00
3	70.17	147.75	308.33	34.00	76.00	81.00
4	70.17	147.75	308.33	34.00	76.00	81.00
5	70.17	174.25	330.00	34.00	76.00	81.00
6	70.17	190.13	403.33	34.00	76.00	81.00
7	70.17	233.63	436.67	34.00	76.00	81.00
8	95.00	265.00	446.67	44.00	95.75	104.00
9	104.17	264.00	453.33	44.00	100.00	104.00
10	102.50	261.13	450.00	44.00	100.00	104.00
11	95.00	253.75	443.33	44.00	100.00	104.00
12	91.67	251.50	420.00	44.00	100.00	104.00
13	70.17	257.88	450.00	44.00	76.00	104.00
14	95.00	250.38	443.33	44.00	100.00	104.00
15	110.00	256.38	463.33	44.00	100.00	135.00
16	110.00	272.88	463.33	44.00	100.00	135.00
17	126.67	274.63	500.00	60.00	100.00	135.00
18	150.00	300.00	500.00	60.00	100.00	135.00
19	131.67	277.00	500.00	60.00	100.00	135.00
20	110.83	272.63	463.33	44.00	100.00	135.00
21	93.33	251.50	446.67	44.00	100.00	135.00
22	70.17	228.13	440.00	44.00	100.00	104.00
23	70.17	191.88	393.33	44.00	76.00	104.00
24	70.17	170.50	333.33	44.00	76.00	104.00
За сутки	2187.67	5488.13	10013.33	1034.00	2155.75	2552.00
За зиму	339088.39	850659.38	1552066.67	160270.00	334141.25	395560.00

Таблица 6

Часы	Часовая нагрузка турбоагрегата, МВт (лето)
	К-150	К-300	К-500	ПТ-60	Т-100	ПТ-135
1	70.30	177.00	350.00	-	46.00	37.00
2	70.30	177.00	350.00	-	46.00	37.00
3	70.30	177.00	350.00	-	46.00	37.00
4	70.30	190.14	365.00	-	46.00	37.00
5	70.30	217.14	400.00	-	46.00	37.00
6	70.40	248.57	450.00	-	46.00	37.00
7	108.00	256.43	470.00	-	100.00	37.00
8	122.00	258.00	490.00	-	100.00	135.00
9	127.00	287.71	500.00	-	100.00	135.00
10	133.40	288.57	500.00	-	100.00	135.00
11	124.00	284.57	500.00	-	100.00	135.00
12	104.00	275.29	480.00	-	100.00	135.00
13	80.00	261.00	450.00	-	100.00	61.00
14	110.00	265.14	455.00	-	100.00	61.00
15	116.00	266.57	460.00	-	100.00	135.00
16	124.00	276.43	500.00	-	100.00	135.00
17	125.60	300.00	500.00	-	100.00	135.00
18	145.40	300.00	500.00	-	100.00	135.00
19	120.20	285.29	500.00	-	100.00	135.00
20	114.40	260.00	460.00	-	100.00	135.00
21	88.00	259.14	450.00	-	46.00	61.00
22	70.30	256.29	425.00	-	46.00	61.00
23	70.30	221.00	400.00	-	46.00	61.00
24	70.30	210.29	390.00	-	46.00	61.00
За сутки	2374.80	5998.57	10695.00	-	1860.00	2110.00
За лето	498708.00	1259700.00	2245950.00	-	390600.00	443100.00

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

Таблица часовых тепловых нагрузок турбоагрегатов на КЭС и ТЭЦ за год.

Таблица 7

Часы	Часовая тепловая нагрузка турбоагрегата, Гкал/час (зима)
	К-150	К-300	К-500	ПТ-60	Т-100	ПТ-135
	Qчас	Qчас	Qчас	Qчас	Рт	Qт	Qп	Qчас	Рт	Qт	Qчас	Рт	Qт	Qп
1	160.0	302.5	615.0	44.8	31.1	41.6	40.8	86.7	70.5	127.0	95.5	74.3	88.0	96.0
2	160.0	302.5	615.0	44.8	31.1	41.6	40.8	86.7	70.5	127.0	95.5	74.3	88.0	96.0
3	160.0	302.5	615.0	44.8	31.1	41.6	40.8	86.7	70.5	127.0	95.5	74.3	88.0	96.0
4	160.0	302.5	615.0	44.8	31.1	41.6	40.8	86.7	70.5	127.0	95.5	74.3	88.0	96.0
5	160.0	350.4	653.7	44.8	31.1	41.6	40.8	86.7	70.5	127.0	95.5	74.3	88.0	96.0
6	160.0	379.1	786.0	44.8	31.1	41.6	40.8	86.7	70.5	127.0	95.5	74.3	88.0	96.0
7	160.0	457.9	846.2	44.8	31.1	41.6	40.8	86.7	70.5	127.0	95.5	74.3	88.0	96.0
8	207.4	514.7	864.2	54.0	40.6	41.6	68.0	124.0	70.5	127.0	114.8	97.3	88.0	160.0
9	225.1	512.8	876.6	54.0	40.6	41.6	68.0	132.1	70.5	127.0	114.8	97.3	88.0	160.0
10	221.9	507.6	870.3	54.0	40.6	41.6	68.0	132.1	70.5	127.0	114.8	97.3	88.0	160.0
11	207.4	494.3	858.2	54.0	40.6	41.6	68.0	132.1	70.5	127.0	114.8	97.3	88.0	160.0
12	201.0	490.2	816.1	54.0	40.6	41.6	68.0	132.1	70.5	127.0	114.8	97.3	88.0	160.0
13	159.7	501.8	870.3	54.0	40.6	41.6	68.0	86.7	70.5	127.0	114.8	97.3	88.0	160.0
14	207.4	488.2	858.2	54.0	40.6	41.6	68.0	132.1	70.5	127.0	114.8	97.3	88.0	160.0
15	236.3	499.0	895.6	54.0	40.6	41.6	68.0	132.1	70.5	127.0	175.2	97.3	88.0	160.0
16	236.3	529.2	895.6	54.0	40.6	41.6	68.0	132.1	70.5	127.0	175.2	97.3	88.0	160.0
17	268.8	532.6	965.3	85.9	40.6	41.6	68.0	132.1	70.5	127.0	175.2	97.3	88.0	160.0
18	317.8	581.6	965.3	85.9	40.6	41.6	68.0	132.1	70.5	127.0	175.2	97.3	88.0	160.0
19	279.3	537.2	965.3	85.9	40.6	41.6	68.0	132.1	70.5	127.0	175.2	97.3	88.0	160.0
20	237.9	528.8	895.6	54.0	40.6	41.6	68.0	132.1	70.5	127.0	175.2	97.3	88.0	160.0
21	204.2	490.2	864.2	54.0	40.6	41.6	68.0	132.1	70.5	127.0	175.2	97.3	88.0	160.0
22	160.0	447.9	852.2	54.0	40.6	41.6	68.0	132.1	70.5	127.0	114.8	97.3	88.0	160.0
23	160.0	382.3	768.0	54.0	40.6	41.6	68.0	86.7	70.5	127.0	114.8	97.3	88.0	160.0
24	160.0	343.6	659.7	54.0	40.6	41.6	68.0	86.7	70.5	127.0	114.8	97.3	88.0	160.0
За сутки	4811	10779	19486	1328		998	1442	2708		3048	3043		2112	3392

Таблица 8

Часы	Часовая тепловая нагрузка турбоагрегата, Гкал/час (лето)
	К-150	К-300	К-500	Т-100	ПТ-135
	Qчас	Qчас	Qчас	Qчас	Рт	Qт	Qчас	Рт	Qт	Qп
1	160.0	355.4	689.8	95.3	6.5	25.4	57.8	30.9	17.6	96.0
2	160.0	355.4	689.8	95.3	6.5	25.4	57.8	30.9	17.6	96.0
3	160.0	355.4	689.8	95.3	6.5	25.4	57.8	30.9	17.6	96.0
4	160.0	379.2	716.8	95.3	6.5	25.4	57.8	30.9	17.6	96.0
5	160.0	428.0	780.0	95.3	6.5	25.4	57.8	30.9	17.6	96.0
6	160.0	484.9	870.3	95.3	6.5	25.4	57.8	30.9	17.6	96.0
7	232.4	499.1	908.3	197.4	6.5	25.4	57.8	30.9	17.6	96.0
8	259.3	502.0	946.3	197.4	6.5	25.4	223.4	53.9	17.6	160.0
9	268.9	557.9	965.3	197.4	6.5	25.4	223.4	53.9	17.6	160.0
10	282.9	559.5	965.3	197.4	6.5	25.4	223.4	53.9	17.6	160.0
11	263.2	551.8	965.3	197.4	6.5	25.4	223.4	53.9	17.6	160.0
12	224.7	533.9	927.3	197.4	6.5	25.4	223.4	53.9	17.6	160.0
13	178.6	507.4	870.3	197.4	6.5	25.4	79.1	53.9	17.6	160.0
14	236.3	514.9	879.8	197.4	6.5	25.4	79.1	53.9	17.6	160.0
15	247.8	517.5	889.3	197.4	6.5	25.4	223.4	53.9	17.6	160.0
16	263.2	536.1	965.3	197.4	6.5	25.4	223.4	53.9	17.6	160.0
17	266.5	581.6	965.3	197.4	6.5	25.4	223.4	53.9	17.6	160.0
18	308.1	581.6	965.3	197.4	6.5	25.4	223.4	53.9	17.6	160.0
19	255.9	553.2	965.3	197.4	6.5	25.4	223.4	53.9	17.6	160.0
20	244.7	505.6	889.3	197.4	6.5	25.4	223.4	53.9	17.6	160.0
21	194.0	504.0	870.3	95.3	6.5	25.4	79.1	53.9	17.6	160.0
22	160.0	498.9	825.1	95.3	6.5	25.4	79.1	53.9	17.6	160.0
23	160.0	435.0	780.0	95.3	6.5	25.4	79.1	53.9	17.6	160.0
24	160.0	415.6	762.0	95.3	6.5	25.4	79.1	53.9	17.6	160.0
За сутки	5166.5	11713.9	20741.6	3716.6		609.6	3336.6		422.4	3392

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

Принцип расчета суточного расхода тепла, а так же теплофикационная мощность (для агрегатов пт и т) каждого агрегата станции

К-150
Суточный расход тепла на турбоагрегат (зима)
Часы
	Qчас=24.85+1.922*Рэк+2.101*(Р-Рэк)Гкал/час
	Qчас=24.85+1.922*РГкал/час
1	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	70.17	=	160.00		Гкал/час
2	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	70.17	=	160.00		Гкал/час
3	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	70.17	=	160.00		Гкал/час
4	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	70.17	=	160.00		Гкал/час
5	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	70.17	=	160.00		Гкал/час
6	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	70.17	=	160.00		Гкал/час
7	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	70.17	=	160.00		Гкал/час
8	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	95.00	=	207.44		Гкал/час
9	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	104.17	=	225.06		Гкал/час
10	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	102.50	=	221.86		Гкал/час
11	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	95.00	=	207.44		Гкал/час
12	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	91.67	=	201.03		Гкал/час
13	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	70.17	=	159.71		Гкал/час
14	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	95.00	=	207.44		Гкал/час
15	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	110.00	=	236.27		Гкал/час
16	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	110.00	=	236.27		Гкал/час
17	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	124.00	+	2.101	*	(	126.67	-	124.00	)	=	268.78	Гкал/час
18	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	124.00	+	2.101	*	(	150.00	-	124.00	)	=	317.80	Гкал/час
19	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	124.00	+	2.101	*	(	131.67	-	124.00	)	=	279.29	Гкал/час
20	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	110.83	=	237.87		Гкал/час
21	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	93.33	=	204.24		Гкал/час
22	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	70.17	=	160.00		Гкал/час
23	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	70.17	=	160.00		Гкал/час
24	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	70.17	=	160.00		Гкал/час

К-150
Суточный расход тепла на турбоагрегат (лето)
Часы
	Qчас=24.85+1.922*Рэк+2.101*(Р-Рэк) Гкал/час
	Qчас=24.85+1.922*Р Гкал/час
1	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	70.30	=	160.000		Гкал/час
2	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	70.30	=	160.000		Гкал/час
3	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	70.30	=	160.000		Гкал/час
4	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	70.30	=	160.000		Гкал/час
5	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	70.30	=	160.000		Гкал/час
6	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	70.40	=	160.000		Гкал/час
7	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	108.00	=	232.426		Гкал/час
8	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	122.00	=	259.334		Гкал/час
9	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	127.00	=	268.944		Гкал/час
10	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	124.00	+	2.101	*	(	133.40	-	124.00	)	=	282.927		Гкал/час
11	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	124.00	=	263.178		Гкал/час
12	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	104.00	=	224.738		Гкал/час
13	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	80.00	=	178.610		Гкал/час
14	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	110.00	=	236.270		Гкал/час
15	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	116.00	=	247.802		Гкал/час
16	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	124.00	=	263.178		Гкал/час
17	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	124.00	+	2.101	*	(	125.60	-	124.00	)	=	266.540		Гкал/час
18	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	124.00	+	2.101	*	(	145.40	-	124.00	)	=	308.139		Гкал/час
19	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	120.20	=	255.874		Гкал/час
20	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	114.40	=	244.727		Гкал/час
21	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	88.00	=	193.986		Гкал/час
22	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	70.30	=	160.000		Гкал/час
23	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	70.30	=	160.000		Гкал/час
24	Qчас	=	24.85	+	1.922	*	70.30	=	160.000		Гкал/час

К-300 Суточный расход тепла на турбоагрегат (зима)
Часы
	Qчас=35.00+1.810*Рэк+1.930*(Р-Рэк) Гкал/час
	Qчас=35.00+1.810*Р Гкал/час
1	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	147.75	=	302.50		Гкал/час
2	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	147.75	=	302.50		Гкал/час
3	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	147.75	=	302.50		Гкал/час
4	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	147.75	=	302.50		Гкал/час
5	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	174.25	=	350.39		Гкал/час
6	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	190.13	=	379.13		Гкал/час
7	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	233.63	=	457.86		Гкал/час
8	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	265.00	=	514.65		Гкал/час
9	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	264.00	=	512.84		Гкал/час
10	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	261.13	=	507.64		Гкал/час
11	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	253.75	=	494.29		Гкал/час
12	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	251.50	=	490.22		Гкал/час
13	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	257.88	=	501.75		Гкал/час
14	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	250.38	=	488.18		Гкал/час
15	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	256.38	=	499.04		Гкал/час
16	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	270.00	+	1.930	*	(	272.88	-	270.00	)	=	529.25		Гкал/час
17	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	270.00	+	1.930	*	(	274.63	-	270.00	)	=	532.63		Гкал/час
18	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	270.00	+	1.930	*	(	300.00	-	270.00	)	=	581.60		Гкал/час
19	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	270.00	+	1.930	*	(	277.00	-	270.00	)	=	537.21		Гкал/час
20	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	270.00	+	1.930	*	(	272.63	-	270.00	)	=	528.77		Гкал/час
21	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	251.50	=	490.22		Гкал/час
22	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	228.13	=	447.91		Гкал/час
23	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	191.88	=	382.29		Гкал/час
24	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	170.50	=	343.61		Гкал/час



К-300
Суточный расход тепла на турбоагрегат (лето)
Часы
	Qчас=35.00+1.810*Рэк+1.930*(Р-Рэк) Гкал/час
	Qчас=35.00+1.810*Р Гкал/час
1	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	177.00	=	355.370		Гкал/час
2	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	177.00	=	355.370		Гкал/час
3	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	177.00	=	355.370		Гкал/час
4	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	190.14	=	379.159		Гкал/час
5	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	217.14	=	428.029		Гкал/час
6	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	248.57	=	484.914		Гкал/час
7	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	256.43	=	499.136		Гкал/час
8	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	258.00	=	501.980		Гкал/час
9	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	270.00	+	1.930	*	(	287.71	-	270.00	)	=	557.889		Гкал/час
10	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	270.00	+	1.930	*	(	288.57	-	270.00	)	=	559.543		Гкал/час
11	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	270.00	+	1.930	*	(	284.57	-	270.00	)	=	551.823		Гкал/час
12	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	270.00	+	1.930	*	(	275.29	-	270.00	)	=	533.901		Гкал/час
13	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	261.00	=	507.410		Гкал/час
14	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	265.14	=	514.909		Гкал/час
15	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	266.57	=	517.494		Гкал/час
16	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	270.00	+	1.930	*	(	276.43	-	270.00	)	=	536.107		Гкал/час
17	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	270.00	+	1.930	*	(	300.00	-	270.00	)	=	581.600		Гкал/час
18	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	270.00	+	1.930	*	(	300.00	-	270.00	)	=	581.600		Гкал/час
19	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	270.00	+	1.930	*	(	285.29	-	270.00	)	=	553.201		Гкал/час
20	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	260.00	=	505.600		Гкал/час
21	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	259.14	=	504.049		Гкал/час
22	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	256.29	=	498.877		Гкал/час
23	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	221.00	=	435.010		Гкал/час
24	Qчас	=	35.00	+	1.810	*	210.29	=	415.617		Гкал/час

К-500
Суточный расход тепла на турбоагрегат (зима)

Подобные документы

• Планирование производственной программы энергосистемы

  Расчет производственной мощности и составление годового графика ремонта оборудования электростанций. Планирование режимов работы электростанций. Планирование месячной выработки электроэнергии и отпуска тепловой энергии электростанциями энергосистемы.
  
  курсовая работа [46,1 K], добавлен 14.07.2013
  

• Оптимизационные расчеты, выполняемые при управлении энергосистемами

  Параметры элементов и режима энергосистемы. Расчет расходных характеристик агрегатов и электростанций в целом. Определение коэффициентов формулы потерь активной и реактивной мощностей. экономичное распределение активной мощности между электростанциями.
  
  курсовая работа [570,3 K], добавлен 18.01.2015
  

• Технико-экономический анализа эффективности строительства ТЭЦ

  Расчёт капиталовложений в ТЭЦ и определение годового расхода топлива. Определение приведенных затрат и полных финансовых вкладов в комбинированную схему. Расчёт КЭС, котельной и затрат раздельной модели. Построение характеристик относительных приростов.
  
  курсовая работа [30,0 K], добавлен 12.07.2011
  

• Обеспечение надежности энергосистемы

  Специфика выбора технического резерва генерирующих мощностей в электроэнергетической системе с учетом проведения планово-предупредительных ремонтов генераторов. Оценка суммарного уровня мощности генерирующих агрегатов, порядок расчета режимной надежности.
  
  лабораторная работа [497,5 K], добавлен 02.04.2011
  

• Электрические сети нефтяных месторождений Южного Васюгана ОАО "Томскнефть"

  Формирование вероятностной модели нагрузки, генерирующей части, энергосистемы. Расчет и анализ коэффициентов бездефицитной работы и готовности энергосистемы, вычисление показателей. Оценка надежной работоспособности распределительного устройства.
  
  курсовая работа [2,7 M], добавлен 05.12.2014
  

• Расчет энергосистемы и водосливных отверстий Бурейского водохранилища

  Координаты кривых площадей и объемов Бурейского водохранилища. Выбор расчетных гидрографов маловодного и средневодного лет при заданной величине обеспеченности стока. Годовые графики максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы. Баланс энергии.
  
  курсовая работа [2,3 M], добавлен 17.11.2012
  

• Выбор стратегий развития энергосистемы

  Выбор оптимальной стратегии развития дефицитной энергосистемы в условиях риска, неопределенности и многокритериальности. Определение стоимости передачи электроэнергии. Расчет показателей надежности с целью определения ущерба от перерывов электроснабжения.
  
  курсовая работа [823,1 K], добавлен 17.04.2012
  

• Расчет барабанной сушильной установки

  Этапы разработки сушильной установки: расчет энтальпии и влагосодержания продуктов сгорания топлива, расхода (суммарного, полезного, удельного) теплоты, коэффициента теплоотдачи, средней скорости сушильного агента и степени заполнения барабана песком.
  
  практическая работа [32,9 K], добавлен 06.03.2010
  

• Энергоснабжение предприятий

  Выбор и расчет основного оборудования для обеспечения нормальной работы паротурбинной теплоэлектроцентрали. Определение графика технологических нагрузок. Определение нагрузки производственных турбин. Расчет расхода топлива на теплоэлектроцентрали.
  
  курсовая работа [799,8 K], добавлен 10.02.2015
  

• Выбор стратегий развития энергосистемы

  Эксплуатация электроэнергетических систем. Определение показателей надежности энергосистемы. Определение ущерба от ограничения в передаче мощности и стоимости передачи электроэнергии. Принятие решений в условиях неопределенности и многокритериальности.
  
  курсовая работа [514,7 K], добавлен 04.03.2013
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам