Прогноз балансов мощности и режимов работы электростанций

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования

"Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого"

Институт промышленного менеджмента, экономики и торговли

Высшая школа промышленного менеджмента и экономики

КУРСОВАЯ РАБОТА

на тему: "Прогноз балансов мощности и режимов работы электростанций"

по дисциплине: "Планирование перспективного развития энергосистем"

Выполнил: студент группы 337332/0501

К.Р. Мансимова

Принял: Л.Д. Хабычев

Санкт-Петербург - 2017

Введение

Таблица 1: Структура электропотребления двух энергосистем (А и Б) на заданный расчетный уровень

Отрасли промышленности	Год. число часов использования max. мощности, ч	Система "А"	Система "Б"
		Потребление	Мощность Р, МВт	Потребление	Мощность Р, МВт
		W млн.кВт*ч	W млн.кВт*ч
Горнорудная, угледобывающая	Открытая	6500	2500	385	5650	869
	Закрытая	7600	2850	375	5650	743
Нефтедобыча	7400	1600	216	0	0
Нефтепереработка	8150	2800	344	3700	454
Нефтеперекачка	8150	1800	221	2100	258
Металлургия	Непрерывная	8500	5500	647		0
	Прочая	8000	15300	1913	10600	1325
Цветная металлургия	8300	5000	602	11200	1349
Химия	Непрерывная	8500	5400	635	1200	141
	Полунепрерывная	6000		0	9900	1650
	Прочая	5400		0	800	148
Машиностроение	Тяжелое	6900	5800	841	12300	1783
	Прочее	5800	5900	1017	7900	1362
Целлюлозно-бумажная и гидролизная	7900	2150	272	4300	544
Деревообработка	5600	1850	330	950	170
Текстильная и легкая	5900	750	127	4700	797
Пищевая	7000	650	93	3100	443
Цементная	7500	1800	240	1300	173
Стройматериалы	6300	1900	302	3500	556
Прочие отрасли	5300	3100	585	5700	1075
Транспорт	Магистральный	8000	5500	688	7000	875
	Пригородный	5200	750	144	1500	288
	Депо и узлы	4700	7350	1564	2550	543
Производственная нагрузка сельского хозяйства	5000	1750	350	3800	760
Суммарное производственное потребление	82000	11890	109400	16306
Коммунально-бытовое потребление	11500		13600
Суммарное полезное потребление	93500		123000
Собственные нужды электрических станций и потери в сетях	12500		15000
Суммарное потребление	106000		138000

Таблица 2: Структура генерирующих мощностей систем А и Б на существующем исходном уровне

Тип станций и мощность их агрегатов	Мощность, Мвт	Вид топлива
	Система А	Система Б
Гидроэлектростанции:
ГЭС-1 с агрегатами 225 МВт	-	2250
ГЭС-2 с агрегатами 150 МВт	1800	-
ТЭЦ и КЭС с поперечными связями:
ТЭЦ-1 с агрегатами 50 МВт	1000	1500	Газ
ТЭЦ-2 с агрегатами 100 МВт	1700	1000	газ
ТЭЦ-3 с агрегатами 250 МВт	1000	2000	газ
Блочные КЭС, существующие на исходный уровень:
С агрегатами 150 МВт	уголь
С агрегатами 200 МВт	1200		уголь
С агрегатами 300 МВт	2100	газ
Блочные КЭС, вводимые в рассматриваемый период
С агрегатами 300 МВт	-	-	-
С агрегатами 500 МВт			уголь
С агрегатами 800 МВт	газ
Всего по системе:	6700	8850

Таблица 3: Исходные данные по ГЭС

Показатель	ГЭС-1	ГЭС-2
Располагаемая мощность ГЭС Ррасп, МВт	1800	2250
Минимальная мощность Рбаз, Мвт	300	450
Гарантированная среднемесячная мощность ГЭС Ргар, МВт	500	750
Коэффициент недельного регулирования kнед	1.05	1.05



Определение необходимого резерва мощности в энергосистемах

1. Определяем средневзвешенное статическое годовое число часов использования максимума промышленной нагрузки (включая транспорт и строительство):

= =6897 ч, ==6709 ч.

2. Определяем удельный вес коммунально-бытового потребления в долях от суммарного полезного потребления:

= , .

3. По кривым приложения 1 в зависимости от Тср и кб определяем годовое число часов использования среднего за рабочие дни зимнего месяца максимума нагрузки системы Т стат: Тстат А = 7250 ч; Тстат Б = 7000 ч.

4. Определяем зимний статический максимум нагрузки средних за месяц рабочих суток:

МВт.

5. I летнего снижения нагрузки по отношению к зимнему статистическому максимуму стат ллет. Для системы "А": сут зимн = 0,88, год = 0,96, стат ллет = 0,88; для энергосистемы "Б": сут зимн = 0,86, год = 0,95, стат лет = 0,87;

6. Максимальную нагрузку рабочего дня последней недели каждого месяца с учетом коэффициента роста нагрузки вычисляют по формуле (1):

- динамический коэффициент, зависящий от коэффициента роста нагрузки

/(1+ ).

Для энергосистемы "А" - k p 1,08; для системы "Б" - k p 1,12.

Значения перечисленных коэффициентов приведены в таблице 4.

Таблица 4

Коэффициенты		a	b	K'
А	1,04	13744	877	1,09
Б	1,06	17797	1237	1,13

Используя формулу (1) и данные табл. 5, можно рассчитать максимальную нагрузку каждого месяца (таблица 6). На рисунке 1 показаны годовые графики месячных максимумов нагрузки систем "А" и "Б" и их объединения.

Таблица 5: Максимальная нагрузка каждого месяца

Месяцы	МАХ
Показатели Pt	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
cos(30t-15)	0,97	0,71	0,26	-0,26	-0,71	-0,97	-0,97	-0,71	-0,26	0,26	0,71	0,97
Показатели Pt	А	14101	13972	13676	13318	13022	12893	12991	13318	13811	14366	14859	15186	15186
	Б	18091	17951	17575	17113	16737	16597	16778	17280	18018	18842,75	19580	20083,09	20083
	А+Б	32193,2	31923,2	31251,6	30432,0	29760,3	29490,4	29770,0	30599,4	31830,3	33209,3	34440,3	35269,6	35269,6



Рис. 1: Годовые графики месячных максимумов нагрузки энергосистем и их объединения

Для построения суточных графиков нагрузки зимнего дня по приложению 3 в зависимости от значения сут зимн вычисляют нагрузку каждого часа в относительных единицах, и умножают на максимальную нагрузку декабря Pmax A = 15186 МВт; Pmax XII Б = 20083 МВт. Результаты расчетов заносят в таблицу 6.

Таблица 6: Нагрузка каждого часа

Часы суток	Нагрузка, о.е A	Нагрузка, Мвт	Нагрузка Б
		система"А"	система"Б"	система "А+Б"
0	0,84	12823	16163	28986	0,80
1	0,75	11450	14319	25769	0,71
2	0,75	11359	14179	25538	0,71
3	0,74	11232	13982	25213	0,70
4	0,74	11232	13982	25213	0,70
5	0,75	11359	14179	25538	0,71
6	0,78	11775	14797	26572	0,74
7	0,84	12695	16247	28943	0,81
8	0,97	14670	19280	33949	0,96
9	0,92	13916	18121	32037	0,90
10	0,95	14457	18958	33415	0,94
11	0,91	13874	18079	31953	0,90
12	0,89	13588	17617	31205	0,88
13	0,91	13774	17904	31678	0,89
14	0,93	14108	18426	32534	0,92
15	0,92	14032	18306	32338	0,91
16	0,91	13798	17938	31736	0,89
17	0,99	15004	19802	34806	0,99
18	1,00	15186	20083	35269	1,00
19	0,98	14867	19591	34458	0,98
20	0,97	14730	19380	34111	0,97
21	0,95	14436	18942	33378	0,94
22	0,91	13805	17952	31756	0,89
23	0,84	12695	16247	28943	0,81

Суммарный резерв мощности слагается из следующих его резервов: ремонтного, аварийного и народнохозяйственного [1-3]. Ниже рассмотрена последовательность расчета каждой из составляющих резерва.

1. Определяют ориентировочное значение необходимой мощности Pнеобх электростанции в энергосистемах "А" и "Б" исходя из предварительно принимаемой суммарной потребности в резерве объединения 15 % и величины Pmax:

.

.

2. На основе исходной табл. 2 определяют необходимый ввод мощности на новых КЭС, исходя из принципа самобалансирования энергосистем (отклонение допустимо в пределах мощности одного агрегата КЭС)

Pввод Pнеобх Pсущ,

где Pсущ - суммарная мощность всех существующих электростанций системы.

В рассматриваемом примере для энергосистемы "А".

Рввод Pнеобх Pсущ 17464-6700 10764 11000 МВт, а число вводимых агрегатов (по условию их мощность должна быть либо 500 МВт, либо 800 МВт) при равной мощности принимают 22К-500. Для энергосистемы "Б" PВВОД 23095 8850 14245 14400 МВт при числе вновь вводимых агрегатов 18К- 800.

Суммарная располагаемая мощность энергосистем на конец года составляет:

P Pсущ +Pввод

и равна:

P А 6700 11000 17700 МВт;

P Б 8850 14400 23250 МВт.

Результаты предварительной оценки мощности энергосистем на расчетный уровень и их структуры заносятся в табл. 8-10 (столбцы 1-4), в которой также будут представлены данные по расчету уточненного состава агрегатов, участвующих в покрытии максимума нагрузки.

3. Ремонтный резерв должен обеспечить возможность проведения необходимого планово-предупредительного (текущего и капитального) ремонта оборудования электростанций. Резерв для проведения текущего ремонта агрегатов в период прохождения максимума нагрузки определяют из условия, что ремонт проводится равномерно в течение года:

,

где ; - установленные мощности блочных станций и станций с поперечными связями, находящихся в текущем ремонте; - нормативные значения среднегодового времени нахождения агрегатов электростанций в текущем ремонте в процентах от длительности года 8760 час.

Величина резерва мощности для проведения текущего ремонта энергосистемы "А":

= 11000*0,06 +1200*0,0 5 +3700*0,04=868 МВт,

в том числе ремонт блоков - 650 МВт, ремонт агрегатов с поперечными связями - 200 МВт. В текущем ремонте находятся агрегаты: 2К-500 + К-200=900МВт.

Величина этого резерва для системы "Б":

= 14400*0,06 +2100*0,05 +4500*0,04=1089МВт,

в том числе ремонт блоков 910 МВт и ремонт агрегатов с поперечными связями 180 МВт. В текущем ремонте находятся агрегаты 2К-800+К-300= 1110МВт.

4. Капитальный ремонт основного оборудования электростанций производят преимущественно во время сезонных спадов нагрузки системы (в летнем "провале" годового графика месячных максимумов нагрузки). Резерв мощности для проведения капитальных ремонтов не требуется, когда площадь "провала" годового графика больше необходимой ремонтной площади. Если площадь провала графика оказывается меньше площади, необходимой для проведения капитальных ремонтов, то в системе требуется специальный ремонтный резерв.

Таким образом, резерв мощности на капитальный ремонт определяют, исходя из его круглогодичного использования по выражению:

,

где - единичная мощность i-ого агрегата в МВт; - норма простоя агрегатов электростанций в капитальном ремонте в месяцах в среднем за год; - площадь провала графика в МВт*мес; - коэффициент использования площади провала графика .

Результаты расчета условно располагаемой и ремонтной мощности по месяцам года для энергосистем "А" и "Б" сведены в таблицу 10. Суммарная площадь провала годового графика нагрузки составляет для систем "А" и "Б" соответственно: , .

Требуемая ремонтная мощность для энергосистем "А" и "Б" составляет:

=11000*0,73 +1200*0,53 +1000* 0,33+1700*0,33+ 1000*0,33+ 1800*0,51=10805 МВт*мес.

=14400*0,73+2100*0,66+2000*0,33+1000*0,33+1500*0,33+2250*0,51=13383 МВт*мес.

Для обеих систем оказалось, что , в связи с чем, в период максимальной нагрузки нет необходимости в создании специального резерва для проведения капитального ремонта, т.е. . Результаты расчета представлены в табл.7-8 (столбцы 5 и 6).

Таблица 7: Система А

Тип станции	Единичная мощность агрегатов МВт	Исходное число и мощность агрегатов	Агрегаты (МВт) в ремонте	Мощность дополнительно вводимых агрегатов МВт	Уточненное число и мощность агрегатов	Уточненное число и мощность агрегатов участвующих в покрытии максимума
		шт.	МВт	текущем	капитальном	аварийном		шт.	МВт.	шт.	МВт.
Блочные КЭС	800	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	500	22	11000	500	0	500	500	23	11500	21	10500
	300	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	200	6	1200	400	0	200	200	7	1400	4	800
	150	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Ито-го		28	12200	900	0	700	700	30	12900	25	11300
ТЭЦ	250	4	1000	0	0	250	0	4	1000	3	750
	100	17	1700	0	0	0	0	17	1700	17	1700
	50	20	1000	0	0	0	0	20	1000	20	1000
Итого		41	3700	0	0	250	0	41	3700	40	3450
ГЭС	150	12	1800	0	0	0	0	12	1800	12	1800
Ито-го		12	1800	0	0	0	0	12	1800	12	1800
Все-го		81	17700	900	0	950	700	83	18400	77	16550

Таблица 8: Система Б

Тип станции	Единичная мощность агрегатов МВт	Исходное число и мощность агрегатов	Агрегаты (МВт) в ремонте	Мощность дополни-тельно вводимых агрегатов, МВт	Уточненное число и мощность агрегатов	Уточненное число и мощность агрегатов, участвующих в покрытии максимума
		шт.	МВт	текущем	капи-тальном	аварий-ном		шт.	МВт	шт.	МВт
Блочные КЭС	800	18	14400	800	0	800	0	18	14400	16	12800
	500	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	300	7	2100	300	0	300	0	7	2100	5	1500
	200	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	150	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Итого		25	16500	1100	0	1100	0	25	16500	24	14300
ТЭЦ	250	8	2000	0	0	0	0	8	2000	7	1750
	100	10	1000	0	0	400	0	10	1000	6	600
	50	30	1500	0	0	0	0	30	1500	30	1500
Итого		48	4500	0	0	400	0	48	4500	44	3850
ГЭС	225	10	2250	0	0	0	0	10	2250	10	2250
	150	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Итого		10	2250	0	0	0	0	10	2250	10	2250
Всего		83	23250	1100	0	1400	0	83	23250	78	20400

Таблица 9: Система А+Б

Тип станции	Единичная мощность агрегатов МВт	Исходное число и мощность агрегатов	Агрегаты (МВт) в ремонте	Мощность дополни-тельно вводимых агрегатов, МВт	Уточненное число и мощность агрегатов	Уточненное число и мощность агрегатов, участвующих в покрытии максимума
		шт.	МВт	текущем	капитальном	аварий-ном		шт.	МВт	шт.	МВт
Блочные КЭС	800	18	14400	800	0	800	0	18	14400	16	12800
	500	22	11000	500	0	500	500	23	11500	21	10500
	300	7	2100	300	0	300	0	6	2100	5	1500
	200	6	1200	400	0	200	200	7	1400	4	800
	150	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Итого		52	28700	2000	0	1800	700	54	29400	46	25600
ТЭЦ	250	12	3000	0	0	250	0	12	3000	11	2750
	100	27	2700	0	0	400	0	27	2700	23	2300
	50	50	2500	0	0	50	0	50	2500	49	2450
Итого		89	8200	0	0	0	0	89	8200	83	7500
ГЭС	225	10	2250	0	0	0	0	10	2250	10	2250
	150	12	1800	0	0	0	0	12	1800	12	1800
Итого		22	4050	0	0	0	0	22	4050	22	4050
Всего		164	40950	2000	0	2500	700	165	41650	151	37150

Таблица 10

Показатели	Численные значения по месяцам
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Условно располагаемая мощность
система "А"	15186	15186	15186	15186	15186	15186	15186	15186,5	15186,5	15186	15186	15186
система "Б"	20083	20083	20083	20083	20083	20083	20083	20083,1	20083,1	20083	20083	20083
Месячный максимум нагрузки
система "А"	14101	13972	13676	13318	13022	12893	12991	13318	13811	14366	14859	15186
система "Б"	18091	17951	17575	17113	16737	16597	16778	17280	18018	18842	19580	20083
Располагаемая ремонтная мощность
система "А"	1085	1214	1510	1867	2163	2293	2194	1867	1374	819	326	0
система "Б"	1991	2132	2507	2969	3345	3486	3305	2802	2064	1240	502	0

5. Определение необходимого аварийного резерва целесообразно проводить в табличной форме (таблицы 11 и 12), исходя из значений аварийного простоя агрегатов различной единичной мощности .

Удельную единичную мощность агрегата определяют по формуле:

,

а значение удельного резерва находят по кривым в зависимости от и . Необходимый резерв для каждой группы оборудования можно найти по формуле:

.

В табл.11 приведены результаты расчета необходимого аварийного резерва мощности энергосистем "А" и "Б", равные соответственно:

и .

В табл. 12 приведен расчет аварийного резерва энергообъединения.

Далее осуществляем пересчет аварийного резерва с учетом непредвиденных отклонений баланса мощности от проектируемого значения с использованием зависимости:

,

.

.

.

где - математическое ожидание мощности, находящейся в аварийном ремонте; резерв мощность электростанция нагрузка

,

- среднеквадратическое отклонение нагрузки от среднего значения; - среднеквадратическое отклонение снижения мощности электростанций из-за аварийных простоев оборудования.

унА==493.

уА=+493=1216.

унБ==567.

уБ=+567=1523.

унАБ==751.

уАБ=+751=2430.

Расчет аварийного резерва приведен в таблице 13. Мощность агрегатов, находящихся в аварийном ремонте, равна и составляет для системы "А" = 942 и системы "Б" =1367 МВт. Исходя из значений , выбирают агрегаты, находящиеся в аварийном ремонте. Для энергосистемы "А":500+200+250+50=950МВт; для энергосистемы "Б": 800+300+400=1400МВт. Результаты расчета заносят в табл. 7-9 (столбец 7).

Таблица 11

Исходные данные к расчету аварийного резерва	Расчет аварийного резерва
Единичная мощность агрегата	Число агрегатов	Суммарная мощность	Аварийность агрегата	Удельная единичная мощность	Удельный резерв	Необходимый резерв	Мощность агрегата в аварийном ремонте
Энергосистема " А"
800	0	0	0,075	5,268	-		-
500	22	1100	0,07	3,292	22	2420	770
300	0	0	0,055	1,975	-	0	0
200	6	1200	0,045	1,317	8	96	54
250	4	1000	0,055	1,646	12	120	55
100	17	1700	0,02	0,658	4	68	34
50	20	1000	0,02	0,329	3	30	20
150	12	1800	0,005	0,988	11	198	9
Итого						2932	942
Энергосистема "Б"
800	18	14400	0,075	3,983	23	3312	1080
500	-	-	0,07	2,490	-	-	-
300	7	2100	0,055	1,494	12	252	115,5
200	0	0	0,045	0,996	-	-	-
250	8	2000	0,055	1,245	11	220	110
100	10	1000	0,02	0,498	5	50	20
50	30	1500	0,02	0,249	3	45	30
225	10	2250	0,005	1,120	2	45	11,25
150	0	0	0,005	0,747	-	-	-
Итого						3924	1366,75

Таблица 12

Исходные данные к расчету аварийного резерва энергообъединения	Расчет аварийного резерва
Единичная мощность агрегата	Число агрегатов	Суммарная мощность	Аварийность агрегата	Удельная единичная мощность	Удельный резерв	Необходимый резерв
800	18	14400	0,075	2,27	20	2880,00
500	22	11000	0,07	1,42	14	1540,00
300	7	2100	0,055	0,85	10	210,00
200	6	1200	0,045	0,57	7	84,00
150	0	0	0,045	0,43	-	-
250	12	3000	0,055	0,71	7	210,00
100	27	2700	0,02	0,28	3	81,00
50	50	2500	0,02	0,14	2,5	62,50
225	10	2250	0,005	0,64	2	45,00
150	12	1800	0,005	0,43	1,5	27,00
Итого						5139,50

Таблица 13

Энергосистема	Максимум нагрузки системы	Аварийный резерв, определенный по характеристикам резерва	Мощность, находящаяся в аварийном ремонте			Аварийный резерв
А	15186,54	2932	942	493	1216	2266
Б	20083,09	3924	1367	567	1523	2892
А+Б	35269,63	5139,5	2308	751	2430	4339

6. Народнохозяйственный резерв предназначен для покрытия возможного повышения электропотребления против планируемого уровня и может приниматься в размере 1-2 % максимальной нагрузки системы (в настоящем проекте этот показатель в расчет не принимают).

7. Суммарный резерв мощности энергосистемы складывается из ремонтного и аварийного

.

,

,

.

Сравнивая сумму резервов мощности энергосистем "А" и "Б" () со значением этого резерва для энергообъединения, можно сделать вывод о том, что объединение энергосистем позволяет уменьшить суммарный резерв мощности по сравнению с изолированной работой отдельных систем. В том числе экономия на оперативном резерве составляет:

3152 + 4041-6356 = 837МВт.

8. Уточняют суммарную мощность электрических станций каждой системы, которая должна быть не меньше суммы её максимальной нагрузки и необходимого резерва мощности. Сравнивая эту сумму с величиной предварительно выбранной мощности, можно определить потребность в дополнительной мощности (таблица 14).

Таблица 14

Показатель	Энергосистема
	А	Б	А+Б
Максимум нагрузки системы	15187	20083	35270
Суммарный резерв	-	-	6356
Итого требуемая мощность:	-	-	41626
предварительно выбранная	17700	23250	40950
дополнительных агрегатов			676

Согласно табл.14, мощность дополнительных агрегатов энергообъединения "А" составляет 676МВт - в системе "А" размещаем 2 агрегата 500 МВт и 200 МВт. Дополнительное число агрегатов для каждой из систем должно быть указано в табл.7-9 (столбец 8), а в столбцах 9 и 10 дана уточненная структура их мощностей.

9. Определяют число и мощность агрегатов, которые могут участвовать в покрытии максимума нагрузки системы. Число этих агрегатов находят путем вычитания из общего их количества агрегатов, находящихся в текущем, капитальном и аварийном ремонтах. Число агрегатов и их мощность указываются в столбцах 11 и 12 табл.7-9.

10. Суммарная мощность агрегатов объединения энергосистем, которые могут участвовать в покрытии максимума нагрузки, составляет 39750 МВт (величина максимума ~ 35270 МВт). Величина оперативного резерва = 37150-35270 = 1880 МВт. Распределение оперативного резерва по системам "А" и "Б" производят пропорционально их максимумам, что составляет (43 %)= 808 МВт, (57 %)= 1072 МВт. Из общей величины резерва 2-3 % мощности энергосистемы должен составлять вращающийся резерв. Ррезвр=0,03*35270=1060 МВт.

Вращающийся резерв не должен быть меньше мощности наиболее крупного агрегата или мощности, которая может быть потеряна при отключении межсистемной связи. Размещают аварийный резерв на ГЭС и ТЭС, которые могут участвовать в регулировании частоты. Остальная часть резерва 1880-1060 = 820 МВт может быть во вращающемся или холодном состоянии в зависимости от показателей работы оборудования энергосистемы.



Определение участия электростанций в покрытии суточного графика нагрузки

Распределение нагрузки энергообъединений между электростанциями производится по критерию минимума стоимости расходуемого по системе топлива. Целью расчетов является выявление суточных режимов работы отдельных типов в суточном графике нагрузки зимнего рабочего дня, а также режимных перетоков мощности между системами "А" и "Б" в течение суток. Распределение суточного графика нагрузки энергообъединения "А+Б", построенного по данным табл.6 (рис. 4), осуществляется исходя из состава и мощности оборудования, находящегося в рабочем состоянии в рассматриваемые сутки (табл.7-9), в следующей последовательности.

1. Определяют участие ГЭС в покрытии графика нагрузки объединения.

1.1. С этой целью по данным табл. 3 рассчитываем гарантийную суточную выработку каждой ГЭС

,

.

.

обязательную выработку в базисной части графика

.

.

возможную мощность и выработку ГЭС в пиковой части графика

,

.

.

.

.

.

вращающийся резерв, размещаемый на ГЭС

.

.

1.2. На суточном графике нагрузки энергообъединения "отсекаем" пиковую часть графика (рисунок 3), исходя из принципа выравнивания графика нагрузки ТЭС в часы отсеченной части графика нагрузки.

Определяем площадь отсеченной части (заштрихованная область на рисунке) - . Сравниваем и .

1.2. На суточном графике нагрузки энергообъединения "отсекаем" пиковую часть графика (рисунок 3), исходя из принципа выравнивания графика нагрузки ТЭС в часы отсеченной части графика нагрузки.

Определяем площадь отсеченной части (заштрихованная область на рисунке) - . Сравниваем и .

1.3. Если , это означает, что энергии ГЭС недостаточно для работы в пиковой части с мощностью равной . Для достижения равенства и необходимо уменьшить мощность участия ГЭС в пиковой части. Соответственно, мощность участия и на ГЭС появляется неиспользуемая мощность, не обеспеченная ресурсом энергии.

1.4. Если , это означает, что ресурс энергии ГЭС используется не полностью. Для достижения равенства и часть энергии и мощности перемещается из пиковой части в полупиковую часть графика. Значения мощности участия ГЭС в пиковой и полупиковой части графика нагрузки должны быть выбраны таким образом, чтобы выполнялись равенства:

,

Полная мощность участия ГЭС в покрытии графика нагрузки по часам суток будет определяться суммой участия во всех зонах графика

ф + +

Результаты расчетов перечисленных величин для ГЭС -1 и ГЭС -2 приведены в таблице 15.

Таблица 15

Показатель	ГЭС-1	ГЭС-2
Гарантированная суточная выработка,	12600	18900
Выработка в базисной части графика,	7200	10800
Выработка в пиковой части графика,	5400	8100
Мощность в пиковой части, МВт	1230	1462
Полная мощность участия,	1530	1912
Вращающийся резерв, размещаемый на ГЭС,	270	338
Неиспользуемая мощность ГЭС, МВт	0	0

Определяют участие в покрытии графика нагрузки теплоэлектроцентралей, работающих по тепловому графику. В дневные часы эта нагрузка составляет 7500 МВт; ночью, в течение 7-8 ч, электрическая нагрузка на ТЭЦ может снижаться на 10-15 % в связи со снижением загрузки турбин ТЭЦ по тепловому потреблению, что в данном примере составляет 6375 МВт.

2. Определим часть графика нагрузки энергообъединения, подлежащую покрытию конденсационными станциями, как разность между суммарной нагрузкой энергосистемы и мощностью ГЭС и ТЭЦ, участвующих в покрытии графика нагрузки (таблица 16).

3. Распределение нагрузки между агрегатами КЭС энергообъединения "А+Б" производят в соответствии со структурой их агрегатов (см. табл.9) по критерию минимума стоимости расходуемого по объединению топлива с учетом ограничений по маневренным свойствам агрегатов.

Расходные энергетические характеристики турбоагрегатов при перспективном проектировании допустимо задавать в виде:

,

где В - часовой расход топлива агрегата ТЭС, т.у.т.; - номинальная мощность агрегата, МВт; - текущая мощность агрегата, МВт; - расход холостого хода на 1 МВт номинальной мощности агрегата, т.у.т/МВт; - относительный прирост расхода топлива (частичный удельный расход), т.у.т./МВт.ъ

Таблица 16

Часы суток	Нагрузка энерго-объединения	Нагрузка станций, МВт
		ГЭС-1	ГЭС-2	ТЭЦ	КЭС
0	28986	512	450	6375	21646
1	25769	300	450	6375	18644
2	25538	300	450	6375	18413
3	25213	300	450	6375	18088
4	25213	300	450	6375	18088
5	25538	300	450	6375	18413
6	26572	300	450	7500	18322
7	28943	512	450	7500	20478
8	33949	512	1462	7500	24472
9	32037	512	660	7500	23362
10	33415	512	660	7500	24740
11	31953	512	660	7500	23278
12	31205	512	660	7500	22530
13	31678	512	660	7500	23003
14	32534	512	660	7500	23859
15	32338	512	660	7500	23663
16	31736	512	660	7500	23061
17	34806	1230	1912	7500	24149
18	35269	1742	1912	7500	24327
19	34458	512	1462	7500	24981
20	34111	512	1472	7500	24624
21	33378	512	660	7500	24703
22	31756	512	660	7500	23081
23	28943	512	450	6375	21603

Полный удельный расход топлива при этом определяют из выражений: при работе с нагрузкой, равной ,

;

при работе с текущей нагрузкой имеем

.

Рассчитанные в соответствии с изложенным технические и экономические показатели агрегатов, участвующих в покрытии максимума нагрузки рассматриваемого объединения, приведены в таблице 17.

Таблица 17

Показатель	Тип агрегата
	К-200-130	К-300-240	К-500-240	К-800-240
Вид топлива	уголь	газ	уголь	газ
Номинальная мощность Рном, МВт	200	300	500	800
Технический минимум, %	60	40	60	40
то же, МВт	120	120	300	320
Цена топлива,	750	1100	750	1100
Зт руб./т.у.т.
Удельные и частичные удельные показатели, bxx т.у.т./МВт*	0,0332	0,0297	0,0282	0,0272
вк, т.у.т./МВт	0,299	0,283	0,283	0,274
вкЗт руб./МВт	224,25	311,3	212,25	301,4
bтмЗт руб./МВт	265,75	392,975	247,5	376,2
bномЗт руб./МВт	249,15	343,97	233,4	331,32

5. В первую очередь производят распределение нагрузки и определение состава вращающихся агрегатов в час максимума нагрузки объединения.

Участие КЭС в покрытии максимума нагрузки объединения составляет 24981МВт Рабочая мощность агрегатов КЭС при прохождении максимума (за вычетом плановых и аварийных ремонтов) составляет 25600МВт (см. табл.9). Таким образом, оперативный резерв, размещаемый на КЭС, составляет 25600-23440=2160 МВт, в том числе обязательный вращающийся резерв (за вычетом резерва ГЭС) равен 1060-270-338=452МВт.

Определим, на каких агрегатах следует размещать оперативный резерв, а также нужно ли держать резерв сверх обязательного вращающегося в холодном или вращающемся состоянии.

Распределение нагрузки между включенными агрегатами осуществляют в соответствии со следующими принципами:

1) оперативный резерв, находящийся во вращающемся состоянии, составляет не менее 452 МВт;

2) в холодный резерв выводят наименее экономичные блоки, с наибольшим значением , причем в каждой группе не более половины числа блоков.

Оперативный резерв, размещаемый на КЭС равен 2160 МВт, в том числе обязательный вращающийся резерв (за вычетом резерва ГЭС) равен 460 МВт.

Распределяем оперативный резерв между агрегатами, предположив, что все агрегаты включены. В первую очередь оперативный резерв разместим на турбинах 4*К-200 (4*200*0,6=480МВт) с разгрузкой их до технического минимума. Оставшийся оперативный резерв (2160-480=1680 МВт) разместим на турбинах К-500.

Коэффициент разгрузки турбин К-500 составит 1680/(500*21)=0,16 о.е., нагрузка турбин снизиться до 500*(1-0,16)=420 МВт.

Далее принимается решение о выводе части агрегатов в холодный резерв, с учетом обеспечения минимально необходимого вращающегося резерва 452 МВт.

Наименее экономичны турбины К-300. Так как нельзя выводить в холодный резерв больше половины турбин в группе, выводим 2 агрегата в холодный резерв, что составит 600 МВт, вращающийся резерв составит 600*0,4=240 МВт.

Вращающийся резерв, размещаемый на турбинах К-300 должен быть не меньше 452-240=212 МВт.

Оперативный резерв, размещенный на турбинах К-500, составляет 600+240=840 МВт.

Оставшийся оперативный резерв 2160-840=1320 МВт необходимо распределить между турбинами К-500. Учитывая возможность разгрузки агрегатов К-500 до технического минимума при условии обеспечения вращающегося резерва на остающихся в работе агрегатах К-500 в размере не меньшим 452-240=212 МВт в холодный резерв можно вывести 1 агрегат К-500. Вращающийся резерв на турбинах К-500 составит 2160-1320-500=340 МВт. Тогда коэффициент разгрузки включенных агрегатов К-500 составит 340/(20*500)=0,03 о.е., что соответствует снижению нагрузки агрегатов до 500*(1-0,03)=485 МВт.

Распределение вращающегося и холодного резерва между энергосистемами осуществляется пропорционально количеству агрегатов соответствующего типа в каждой из энергосистем (табл. 18). Общее распределение суммарного резерва по энергосистемам показано в таблице 19.

Таблица 18

Тип агрегатов	Холодный резерв	Обязательный вращающийся резерв	Оперативный резерв
"А"	К-200			4	140	660	140 1180
	К-500	1	500	20	680	9320
"Б"	К-300	2	600	4	240	660	840
Всего		1100		1060	10640	2160

Таблица 19

Вид резерва	Распределение резерва мощности
	А	Б	А+Б
Ремонтный, всего	900	1100	2000
в том числе	900	1100	2000
текущий
капитальный	0	0	0
Оперативный, всего			-
в том числе	1320	840	2160
на КЭС
на ГЭС	270	338	608
Оперативный на КЭС			-
холодный	500	600	1100
вращающийся	820	240	1060
Всего: ремонтный и оперативный	3810	3118	6928

В результате выполненного расчета определяют число и мощность агрегатов каждого типа, участвующих в покрытии максимума нагрузки (табл. 20, стлб. 2).

Далее по часам суток распределение нагрузки между агрегатами КЭС осуществляется, исходя из величин относительного прироста затрат на изменение нагрузки агрегата на 1 МВт.

Таблица 20

Тип агрегата	Участие блоков в покрытии максимума, МВт	Технический минимум нагрузки, МВт	Участие блоков в покрытии минимальной нагрузки, МВт
К-800	15*800*0,95=11640	15*800*0,4=4800	15*800*0,4=4800
К-500	21*500=10500	21*500*0,6=6300	21*500=10500
К-300	2*300*0,4=240	2*300*0,4=240	2*300*0,4=240
К-200	4*200=800	4*200*0,6=480	4*200*0,84=672
Итого	23180	11820	16212

6. Определим состав агрегатов и распределение нагрузки между ними при прохождении ночного минимума нагрузки. Сначала проверим необходимость обязательной остановки агрегатов при прохождении ночного минимума. Для этой цели определяют сумму технических минимумов всех агрегатов, участвующих в покрытии максимума У (табл.20), и сопоставляют ее с величиной необходимого участия КЭС в покрытии минимума графика нагрузки (табл.16). Для рассматриваемого объединения У=11820 МВт, а =16212 МВт. Следовательно, вынужденного останова агрегатов при прохождении минимума по техническим причинам не потребуется.

Определим экономически оптимальный состав работающего оборудования при прохождении минимума нагрузки путем сопоставления удельной экономии затрат на топливо, при останове работающих на техническом минимуме нагрузки агрегатов с дополнительными затратами на топливо при догрузке оставшихся в работе агрегатов. Величина удельной экономии затрат от останова i - го агрегата с учетом дополнительного расхода топлива на пуск-останов агрегатов определяется по выражению:

,

где - время простоя агрегатов в ночные часы, равное 8-10 ч; определяется по данным

Величина удельной экономии затрат по останавливаемым агрегатам сравнивают с частичным приростом затрат на топливо остающихся в работе агрегатов, нагрузка которых возрастает при останове части агрегатов. Останов i-го агрегата выгоден при >, где - частичный прирост расхода топлива догружаемых агрегатов j-го типа.

В таблице 21 дано сопоставление величин и агрегатов различных типов при остановке на 8 ч.

Тип агрегата	Удельная экономия по останавливаемым агрегатам	Частичный прирост затрат на топливо по догружаемым агрегатам
	Топлива	Затрат
		на топливо
К-800	-	-	301,4
К-500	-	-	212,25
К-300	-	-	311,3
К-200	0,32	115,3	224,25

для блоков К-200: .

В данном примере, необходимая загрузка КЭС составляет 16212 МВт, т.е. больше. На величину должны загружаться блоки с наименьшими значениями , т.е. блоки К-500 в объеме 4000 МВт, до номинальной мощности, и блоки К-200 на 4394-4000-=394 МВт.

Таким образом, в час минимума нагрузка блоков К-500 составит 10500МВт, блоков К-200 480+394=874 МВт. Коэффициент нагрузки турбин К-200 составит 874/4*200=0,84о.е. Результаты записываются в гр. 4 табл. 20.

7. При росте нагрузки от минимального часа до максимума с учетом изложенного выше последовательность включения агрегатов и выбора нагрузки установлена в соответствии с величинами относительных приростов для работающих агрегатов и величиной удельных расходов для остановленных на ночь агрегатов (см. табл.17).

Для данного примера принят следующий порядок увеличения нагрузки агрегатов, начиная от часа минимальной нагрузки:

§--загрузка блоков К-500 до номинальной мощности;

§--то же, для блоков К-200;

§--загрузка 15 блоков К-800 до 95,6 % номинальной мощности

§--пуск и загрузка до технического минимума блоков К-300.

Результаты распределения суточного графика нагрузки энергосистемы (табл.22) показывают на графике нагрузки энергообъединения.

Таблица 22

Часы суток	Нагрузка объединения, МВт (по КЭС)	Тип агрегата	Нагрузка системы "А", МВт (КЭС)	Нагрузка системы "Б", МВт (КЭС)
		К-800	К-300	К-500	К-200
		Б	Б	А	А
0	21646	10906	240	10500	750	11250	11146
1	18644	7904	240	10500	750	11250	8144
2	18413	7673	240	10500	750	11250	7913
3	18088	7348	240	10500	750	11250	7588
4	18088	7348	240	10500	750	11250	7588
5	18413	7673	240	10500	750	11250	7913
6	18322	7582	240	10500	750	11250	7822
7	20478	9738	240	10500	750	11250	9978
8	24472	13732	240	10500	750	11250	13972
9	23362	12622	240	10500	750	11250	12862
10	24740	14000	240	10500	750	11250	14240
11	23278	12538	240	10500	750	11250	12778
12	22530	11790	240	10500	750	11250	12030
13	23003	12263	240	10500	750	11250	12503
14	23859	13119	240	10500	750	11250	13359
15	23663	12923	240	10500	750	11250	13163
16	23061	12321	240	10500	750	11250	12561
17	24149	13409	240	10500	750	11250	13649
18	24327	13587	240	10500	750	11250	13827
19	24981	14241	240	10500	750	11250	14481
20	24624	13884	240	10500	750	11250	14124
21	24703	13963	240	10500	750	11250	14203
22	23081	12341	240	10500	750	11250	12581
23	21603	10863	240	10500	750	11250	11103

Размещено на Allbest.ru