- •Расчётно-графическая работа №3. Построение имитационной модели энергосистемы
- •Определение субъектов на оптовом и розничных рынках(количество оптовых и розничных потребителей)
- •Составление баланса электроэнергии и мощности в узлах нагрузок национальной сети и региональных электросетевых компаний
- •Анализ Заключение
- •Список литературы
Расчётно-графическая работа №3. Построение имитационной модели энергосистемы
Таблица 1Исходные данные
Вариант энергообъединения |
Отпущенно в отчетном году, тыс. мВт.ч. |
Потреблено отраслями народного хозяйства, % |
Потери в сетях % |
Топливо |
|
|||||||
Промышленность |
К-б. хоз. |
Сел. хоз. |
Транспорт |
|
Цена франко- потребителя тенге/т.н.т |
Теплот-я способность ккал/кг.н.т. |
|
|||||
84 |
24700 |
41 |
11 |
24 |
12 |
12 |
4715 |
4100 , |
|
Определение субъектов на оптовом и розничных рынках(количество оптовых и розничных потребителей)
На основании проведённых расчётов необходимо построить упрощённую имитационную модель энергосистемы с указанием всех субъектов рынка электроэнергии, их взаиморасположение и мощности, а также составить таблицу, в которой представить расчётные данные, полученные при составлении баланса мощности в энергосистеме расчётного региона.
При этом необходимо исходить из присутствия в системе следующих групп потребителей:
МРП – малый розничный потребитель, в расчёте его мощность принимается равной 1 МВт;
КРП – крупный розничный потребитель.
В сетях НЭС присутствуют МОП и КОП;
МОП – малый оптовый потребитель, в расчёте его мощность принимается равной 5 МВт;
КОП – крупный оптовый потребитель.
Кроме того, потребители делятся также на группы, по своей отраслевой принадлежности.
Таким образом, имитационная модель включает в себя энергопроизводящие организации (7 электростанций разных типов), региональные электросетевые компании (РЭК), подстанции межрегиональной энергопередающей организации (НЭС) и потребителей различных типов (28 МРП, 28 КРП, 3 МОП и 3 КОП).
Определение малыхи крупных розничных потребителей:
РЭК1(ГЭС1): РРЭК1= 84 МВт
Промышленность: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,41- РМРП= 84·0,41-1= 33 МВт
Коммунально-бытовое хозяйство: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,11- РМРП= 84·0,11-1= 8 МВт
Сельское хозяйство: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,24- РМРП= 84·0,24 -1= 19 МВт
Транспорт:РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,12 -РМРП= 84·0,12-1=9 МВт
Потери в сетях: РКРП=РРЭК1·0,12= 84·0,12= 10 МВт
РЭК2 (ГЭС2): РРЭК2 =120 МВт
Промышленность: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,41 - РМРП= 120·0,41 -1= 48 МВт
Коммунально-бытовое хозяйство: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,11- РМРП= 120·0,11-1= 12 МВт
Сельское хозяйство: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,24 - РМРП= 120·0,24 -1= 28 МВт
Транспорт: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,12 -РМРП= 120·0,12 -1= 13 МВт
Потери в сетях: РКРП=РРЭК1·0,12= 120·0,09 =14 МВт
РЭК3 (ТЭЦ1): РРЭК3 = 198 МВт
Промышленность: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,41 - РМРП= 198·0,41 -1= 80 МВт
Коммунально-бытовое хозяйство: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,11 - РМРП=198·0,11-1= 21 МВт
Сельское хозяйство: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,24 - РМРП=198·0,24 -1= 47 МВт
Транспорт: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,12 -РМРП= 198·0,12 -1=23 МВт
Потери в сетях: РКРП=РРЭК1·0,12= 329·0,12 =24 МВт
РЭК4 (ТЭЦ2): РРЭК4= 480 МВт
Промышленность: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,41 - РМРП= 480·0,41 -1= 196 МВт
Коммунально-бытовое хозяйство: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,11 - РМРП= 480·0,11-1= 52 МВт
Сельское хозяйство: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,24 - РМРП=480·0,24 - 1= 114 МВт
Транспорт: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,12 -РМРП= 480·0,12 -1= 57 МВт
Потери в сетях: РКРП=РРЭК1·0,12= 480·0,12 =58 МВт
РЭК5 (ТЭЦ3): РРЭК5 = 360 МВт
Промышленность: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,41 - РМРП= 360·0,41 -1=147 МВт
Коммунально-бытовое хозяйство: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,11 - РМРП=360·0,11-1= 39 МВт
Сельское хозяйство: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,24 - РМРП=360·0,24 -1= 86 МВт
Транспорт: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,12 -РМРП= 360·0,12 -1=42 МВт
Потери в сетях: РКРП=РРЭК1·0,12= 360·0,09 = 43МВт
РЭК6 (КЭС1): РРЭК6 = 317 МВт
Промышленность: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,63 - РМРП=317·0,41 -1=129 МВт
Коммунально-бытовое хозяйство: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,09 - РМРП=317·0,11-1= 34 МВт
Сельское хозяйство: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,13 - РМРП=317·0,24 - 1= 75 МВт
Транспорт: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,06 -РМРП= 317·0,12 - 1=37 МВт
Потери в сетях: РКРП=РРЭК1·0,12= 95·0,09 =38 МВт
РЭК7 (КЭС2): РРЭК1=648 МВт
Промышленность: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,6 - РМРП=360·0,41 -1=265 МВт
Коммунально-бытовое хозяйство: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,11 - РМРП=315·0,11-1= 70 МВт
Сельское хозяйство: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,13 - РМРП=315·0,24 -1 = 155 МВт
Транспорт: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,04 -РМРП= 315·0,12 - 1=77 МВт
Потери в сетях: РКРП=РРЭК1·0,12= 420·0,12 = 78 МВт
Расчет потерь
РЭК 1 (ТЭЦ1)
Потери в линиях:
Передаваемая мощность по каждой линии P = 55 МВт; U = 110кВ.
L1 = L2 = 55 км; L3 = L4= 60 км; L5 = L6= 65 км.
Cosφ = 0,9; jэк = 1,5 А/мм2; n = 2.
S = 132,34 мм2, принимаем сечение 150 мм2.
R = ρ·L/S
ρ = 31,7Ом·мм2км.
R1 = R2 = 11,6 Ом; R3 = R4 = 12,6 Ом; R5 = R6 = 13,7 Ом.
Расчетное значение тока в каждой линии
Рассчитаем потери в каждой линии
,
ΔРл1 = ΔРл2 = 11,6·3222 = 1,2 МВт;
ΔРл3 = ΔРл4 = 12,6·3222 = 1,3 МВт;
ΔРл5 = ΔРл6 = 13,7·3222 = 1,4 МВт.
Тогда потери во всех линиях, отходящих к РЭК от ТЭЦ-1 будут равны:
Потери в трансформаторах:
Выбран трансформатор ТДТН-63000/110, Рхх = 53 кВт, Рк3 = 290 кВт.
ΔРтр = (53 + 290(55/63)2)·10-3 = 0,273 МВт
Суммарные потери: ΔРлƩ+ ΔРтр= 7,8 + 0,273 = 8,073 МВт
Тогда суммарные потери составят около
РЭК 2 (ТЭЦ2)
Потери в линиях:
Передаваемая мощность по каждой линии P = 130 МВт; U = 220 кВ.
L1 = L2 = 150 км; L3 = L4= 155 км; L5 = L6= 165км.
Cosφ = 0,9; jэк = 1,5 А/мм2; n = 2.
S = 132,34 мм2, принимаем сечение 200 мм2.
R = ρ·L/S
ρ = 31,7 Ом·мм2/км.
R1 = R2 = 35,9 Ом; R3 = R4 = 37,1 Ом; R5 = R6 = 39,5 Ом.
Расчетное значение тока в каждой линии
Рассчитаем потери в каждой линии
,
ΔРл1 = ΔРл2 = 35,9·3792 = 5,1 МВт;
ΔРл3 = ΔРл4 = 37,1·3792 = 5,3 МВт;
ΔРл5 = ΔРл6 = 39,5·3792 = 5,7 МВт.
Тогда потери во всех линиях, отходящих к РЭК от ТЭЦ-2 будут равны:
Потери в трансформаторах:
Выбран трансформатор ТЦ-160000/220, Рхх = 120 кВт, Рк3 = 380 кВт.
ΔРтр = (120 + 380(130/160)2)·10-3 = 0,37 МВт
Суммарные потери: ΔРлƩ+ ΔРтр= 32,2 + 0,37 = 32,57 МВт
Тогда суммарные потери составят около
РЭК 3 (ТЭЦ3)
Потери в линиях:
Передаваемая мощность по каждой линии P = 100 МВт; U = 220кВ.
L1 = L2 = 50 км; L3 = L4= 65 км; L5 = L6= 70 км
Cosφ = 0,9; jэк = 1,5 А/мм2; n = 2.
S = 132,24 мм2, принимаем сечение 160 мм2.
R = ρ·L/S
ρ = 31,7 Ом·мм2/км.
R1 = R2 = 11,8 Ом; R3 = R4 = 15,3 Ом; R5 = R6 = 16,5 Ом.
Расчетное значение тока в каждой линии
Рассчитаем потери в каждой линии
,
ΔРл1 = ΔРл2 = 11,8·2 = 1 МВт;
ΔРл3 = ΔРл4 = 15,3·2 = 1,3 МВт;
ΔРл5 = ΔРл6 = 16,5·2 = 1,4 МВт.
Тогда потери во всех линиях, отходящих к РЭК от ТЭЦ-3 будут равны:
Потери в трансформаторах:
Выбран трансформатор ТДЦ-125000/220, Рхх = 120 кВт, Рк3 = 365 кВт.
ΔРтр = (120 + 365(100/125)2)·10-3 = 0,412 МВт
Суммарные потери: ΔРлƩ+ ΔРтр= 7,4 + 0,412 = 7,8 МВт
Тогда суммарные потери составят около
РЭК 4 (ГЭС2)
Потери в линиях:
Передаваемая мощность по каждой линии P1=P2=100 МВт; U= 220кВ.
L1 = L2 = 50км.
Cosφ = 0,9; jэк = 1,5 А/мм2; n = 2.
S1,2 = 97 мм2, S3 = 126 мм2, принимаем сечение 140 мм2.
R = ρ·L/S
ρ = 31,7 Ом·мм2/км.
R1 = R2 = 16,3 Ом.
Расчетное значение тока в каждой линии
Рассчитаем потери в каждой линии
,
ΔРл1 = ΔРл2 = 16,3·2912 = 1,4 МВт;
Тогда потери во всех линиях, отходящих к РЭК от ГЭС-2 будут равны:
Потери в трансформаторах:
Выбран трансформатор ТЦ-12500/220, Рхх = 120 кВт, Ркз= 380 кВт.
ΔРтр = (120 + 380(100/125)2)·10-3 = 0,363 МВт
Суммарные потери: ΔРлƩ+ ΔРтр= 2,8 + 0,363 = 3,2 МВт
Тогда суммарные потери составят около
РЭК 5 (ГЭС1)
Потери в линиях:
Передаваемая мощность по каждой линии P1 = P2= 70 МВт; U= 110 кВ.
L1 = L2 = 50км.
Cosφ = 0,9; jэк = 1,5 А/мм2; n = 2.
S = 116,2 мм2, принимаем сечение 120 мм2.
R = ρ·L/S
ρ = 31,7 Ом·мм2/км.
R1 = R2 = 10,5Ом.
Расчетное значение тока в каждой линии
Рассчитаем потери в каждой линии
,
ΔРл1 = ΔРл2 = 10,5·408,72 = 1,8 МВт;
Тогда потери во всех линиях, отходящих к РЭК от КЭС будут равны:
Потери в трансформаторах:
Выбран трансформатор ТДТН-80000/110, Рхх = 53 кВт, Рк3 = 290 кВт.
ΔРтр = (53 + 290(70/80)2)·10-3 = 0,275 МВт
Суммарные потери: ΔРлƩ+ ΔРтр= 3,6 + 0,275 = 3,87 МВт
Тогда суммарные потерисоставят около
РЭК 6 (КЭС1)
Потери в линиях:
Передаваемая мощность по каждой линии P = 100 МВт; U= 220 кВ.
L1 = L2 = 90 км; L3 = L4= 120 км; L5 = L6= 140 км.
Cosφ = 0,9; jэк = 1,5 А/мм2; n = 2.
S = 97,19 мм2, принимаем сечение 150 мм2
R = ρ·L/S
ρ = 31,7Ом·мм2/км.
R1 = R2 = 29,3 Ом; R3 = R4 = 39,1 Ом; R5 = R6 = 45,7 Ом.
Расчетное значение тока в каждой линии
Рассчитаем потери в каждой линии
,
ΔРл1 = ΔРл2 = 29,3·219,92 = 2,5 МВт;
ΔРл3 = ΔРл4 = 39,1·219,92 = 3,3 МВт;
ΔРл5 = ΔРл6 = 45,7·219,92 = 3,9 МВт.
Тогда потери во всех линиях, отходящих к РЭК от КЭС будут равны:
Потери в трансформаторах:
Выбран трансформатор ТДТН-125000/220, Рхх= 120 кВт, Рк3= 380 кВт.
ΔРтр = (120 + 380(100/125)2)·10-3 = 0,363 МВт
Суммарные потери: ΔРлƩ+ ΔРтр= 19,4 + 0,363 = 23,343 МВт
Тогда суммарные потери составят около
Таблица 2.1 – Исходные данные для КЭС1
Установленная мощность ТЭС№1, МВт |
Число и тип агрегатов турбинного цеха |
Рабочее напряжение РУ, кВ |
Длина ЛЭП до потребителя, км |
Связь с системой |
Длина ЛЭП до потребителя, км |
1100 |
1хК-800 |
220 |
150/200 |
220 |
150/250 |
1хК-200 |
|||||
1хВК-100 |
Таблица 2.2 – Расходные энергетические характеристики
тип турбог-ра |
Р,МВт |
Рэк,МВт |
Рмин,МВт |
g' |
g'' |
Oхх |
1хК-800 |
800 |
700 |
105 |
1,58 |
1,77 |
45 |
1хК-200 |
200 |
175 |
45 |
1,81 |
1,85 |
29,5 |
1хВК-100 |
100 |
75 |
22 |
1,92 |
2,05 |
21,8 |
Таблица 2.3 – Относительные приросты расхода тепла турбоагрегатов
Номер турбог-ра |
Тип турбог-ра |
Зона нагр Рмин-Рэк |
g' |
Зона повышения нагр Рэк-Рн,МВт |
g'' |
1 |
К-800 |
105-700 |
1,58 |
700-800 |
1,77 |
2 |
К-200 |
45-175 |
1,81 |
175-200 |
1,85 |
3 |
ВК-100 |
22-75 |
1,92 |
75-100 |
2,05 |
Таблица 2.4 – Очередность загрузки турбогенераторов
Относительный прирост |
Тип и номер агрегата |
Зона нагрузки агрегата |
Прирост нагрузки агрегата,МВт |
Прирос расхода тепла агр-ов в зоне нагрузки,4.19ГДж/ч тепла 4.19 ГДж/МВт |
|||||
тепла 4.19 ГДж/МВт |
топлива т у.т./МВт*ч |
||||||||
1,58 |
0,25 |
К-800 |
105-700 |
595 |
1,58 |
||||
1,77 |
0,28 |
К-800 |
700-800 |
100 |
1,77 |
||||
1,81 |
0,28 |
К-200 |
45-175 |
130 |
1,81 |
||||
1,85 |
0,29 |
К-200 |
185-200 |
25 |
1,85 |
||||
1,92 |
0,30 |
ВК-100 |
22-75 |
53 |
1,92 |
||||
2,05 |
0,32 |
ВК-100 |
75-100 |
25 |
2,05 |
Таблица 2.5 – Часовой расход тепла
Q1·4,19ГДж/ч |
Q2·4,19ГДж/ч |
Q3·4,19ГДж/ч |
Qmin·4,19ГДж/ч |
64,04 |
110,95 |
210,9 |
385,85 |
Таблица 2.6 – Распределение нагрузки между турбоагрегатами
Зона сумнагрТЭС,Мвт |
Относит приросты |
Турбоагрегат №1 |
Турбоагрегат №2 |
Турбоагрегат№3 |
Всего по турбинному цеху |
||||||||
тепла 4.19 ГДж/МВт·ч |
топлива т.у.т./МВт*ч |
МВт |
4,19ГДж/ч |
МВт |
4,19ГДж/ч |
МВт |
4,19ГДж/ч |
ВМт |
4,19ГДж/ч |
т у.т./ч |
|||
110 |
|
|
20 |
60,2 |
34 |
91,92 |
56 |
132,62 |
110 |
284,74 |
45,27 |
||
110-350 |
1,69 |
0,27 |
66 |
60,2 |
34 |
91,92 |
250 |
460,5 |
350 |
612,62 |
97,40 |
||
350-354 |
1,8 |
0,29 |
20 |
60,2 |
34 |
91,92 |
300 |
545 |
354 |
697,12 |
110,84 |
||
354-445 |
1,88 |
0,30 |
20 |
60,2 |
125 |
271,25 |
300 |
545 |
445 |
876,45 |
139,35 |
||
445-470 |
1,97 |
0,31 |
20 |
60,2 |
150 |
321,5 |
300 |
545 |
470 |
926,7 |
147,34 |
||
470-516 |
2,01 |
0,32 |
66 |
144 |
150 |
321,5 |
300 |
545 |
516 |
1010,5 |
160,6 |
||
516-550 |
2,55 |
0,40 |
100 |
212 |
150 |
321,5 |
300 |
545 |
550 |
1078,5 |
171,48 |
Таблица 2.7 – Корректировка относительного прироста топлива
Зона сумнагрТЭС,Мвт |
Относит приросты |
Турбоагрегат №1 |
Турбоагрегат №2 |
Турбоагрегат№3 |
Всего по турбинному цеху |
||||||
тепла 4.19 ГДж/МВт·ч |
топлива т.у.т./МВт*ч |
МВт |
4,19ГДж/ч |
МВт |
4,19ГДж/ч |
МВт |
4,19ГДж/ч |
ВМт |
4,19ГДж/ч |
т у.т./ч |
|
172 |
|
|
22 |
64,04 |
45 |
110,95 |
105 |
210,9 |
172 |
385,89 |
61,356 |
172-767 |
1,58 |
0,25 |
22 |
64,04 |
45 |
210,9 |
700 |
1151 |
767 |
1425,94 |
226,72 |
767-867 |
1,77 |
0,28 |
22 |
64,04 |
45 |
210,9 |
800 |
1309 |
867 |
1583,94 |
251,85 |
867-997 |
1,81 |
0,29 |
22 |
64,04 |
175 |
346,25 |
800 |
1309 |
867 |
1719,29 |
273,37 |
997-1022 |
1,85 |
0,29 |
22 |
64,04 |
200 |
391,5 |
800 |
1309 |
997 |
1764,54 |
280,56 |
1022-1075 |
1,92 |
0,31 |
75 |
64,04 |
200 |
391,5 |
800 |
1309 |
1075 |
1764,54 |
280,56 |
1075-1100 |
2,05 |
0,33 |
100 |
64,04 |
200 |
391,5 |
800 |
1309 |
1100 |
1764,54 |
280,56 |
РЭК 7 (КЭС2)
Потери в линиях:
Передаваемая мощность по каждой линии P = 70 МВт; U= 110кВ.
L1 = L2 = 70 км; L3 = L4= 90 км; L5 = L6= 120 км.
Cosφ = 0,9; jэк = 1,5 А/мм2; n = 2.
S = 136,24 мм2, принимаем сечение 150 мм2
R = ρ·L/S
ρ = 31,7Ом·мм2/км.
R1 = R2 = 14,8Ом; R3 = R4 = 19Ом; R5 = R6 = 25,4Ом.
Расчетное значение тока в каждой линии
Рассчитаем потери в каждой линии
,
ΔРл1 = ΔРл2 = 14,8·408,72 = 2,47 МВт;
ΔРл3 = ΔРл4 = 19·408,72 = 3,17 МВт;
ΔРл5 = ΔРл6 = 25,4·408,72 = 4,24 МВт.
Тогда потери во всех линиях, отходящих к РЭК от КЭС будут равны:
Потери в трансформаторах:
Выбран трансформатор ТДТН-80000/110, Рхх= 64 кВт, Рк3= 365 кВт.
ΔРтр = (64 + 365(70/80)2)·10-3 = 0,343 МВт
Суммарные потери: ΔРлƩ+ ΔРтр= 19,76 + 0,343 = 20,103 МВт
Тогда суммарные потерисоставят около
Таблица 2.1 – Исходные данные для КЭС2
Установленная мощность ТЭС№2, МВт |
Число и тип агрегатов турбинного цеха |
Рабочее напряжение РУ, кВ |
Длина ЛЭП до потребителя, км |
Связь с системой |
Длина ЛЭП до потребителя, км |
||||||
|
1000 |
1хК-500 |
220 |
150/200 |
220 |
150/250 |
|||||
|
1хК-300 |
||||||||||
|
1хК-200 |
Таблица 2.2 – Расходные энергетические характеристики
тип турбог-ра |
Р,МВт |
Рэк,МВт |
Рмин,МВт |
g' |
g'' |
Oхх |
1хК-800 |
800 |
700 |
105 |
1.58 |
1.77 |
45 |
1хК-200 |
200 |
175 |
45 |
1.81 |
1.85 |
29.5 |
1хВК-50 |
50 |
36 |
10 |
2 |
2.23 |
12 |
Таблица 2.3 – Относительные приросты расхода тепла турбоагрегатов
Номер турбог-ра |
Тип турбог-ра |
Зона нагр Рмин-Рэк |
g' |
Зона повышения нагр Рэк-Рн,МВт |
g'' |
1 |
К-800 |
105-700 |
1.58 |
700-800 |
1.77 |
2 |
К-200 |
45-175 |
1.81 |
175-200 |
1.85 |
3 |
ВК-50 |
10-36 |
2 |
36-50 |
2.23 |
Таблица 2.4 – Очередность загрузки турбогенераторов
Относительный прирост |
Тип и номер агрегата |
Зона нагрузки агрегата |
Прирост нагрузки агрегата,МВт |
Прирос расхода тепла агр-ов в зоне нагрузки,4.19ГДж/ч |
|
тепла 4.19 ГДж/МВт |
топлива т у.т./МВт*ч |
||||
1.58 |
0.25 |
К-800 |
105-700 |
595 |
940.1 |
1.77 |
0.28 |
К-800 |
700-800 |
100 |
177 |
1.81 |
0.29 |
К-200 |
45-175 |
130 |
235.3 |
1.85 |
0.29 |
К-200 |
175-200 |
25 |
46.25 |
2 |
0.32 |
ВК-50 |
10-36 |
26 |
52 |
2.23 |
0.35 |
ВК-50 |
36-50 |
14 |
31.22 |
1.58 |
0.25 |
К-800 |
105-700 |
595 |
940.1 |
Таблица 2.5 – Часовой расход тепла
Q1·4,19ГДж/ч |
Q2·4,19ГДж/ч |
Q3·4,19ГДж/ч |
Qmin·4,19ГДж/ч |
32 |
110.95 |
210.9 |
353.85 |
Таблица 2.6 – Распределение нагрузки между турбоагрегатами
Зона сумнагрТЭС,Мвт |
Относит приросты |
Турбоагрегат №1 |
Турбоагрегат №2 |
Турбоагрегат№3 |
Всего по турбинному цеху |
|||||||||
тепла 4.19 ГДж/МВт·ч |
топлива т.у.т./МВт*ч |
МВт |
4,19ГДж/ч |
МВт |
4,19ГДж/ч |
МВт |
4,19ГДж/ч |
ВМт |
4,19ГДж/ч |
т у.т./ч |
||||
160 |
|
|
10 |
32 |
45 |
110.95 |
105 |
210.9 |
160 |
353.85 |
56.26215 |
|||
160-755 |
1.58 |
0.25 |
10 |
32 |
45 |
210.9 |
700 |
1151 |
755 |
1393.9 |
221.6301 |
|||
755-855 |
1.77 |
0.28 |
10 |
32 |
45 |
210.9 |
800 |
1309 |
855 |
1551.9 |
246.7521 |
|||
855-985 |
1.81 |
0.29 |
10 |
32 |
175 |
346.25 |
800 |
1309 |
985 |
1687.25 |
268.2728 |
|||
985-1010 |
1.85 |
0.29 |
10 |
32 |
200 |
391.5 |
800 |
1309 |
1010 |
1732.5 |
275.4675 |
|||
1010-1036 |
2 |
0.32 |
36 |
32 |
200 |
391.5 |
800 |
1309 |
1036 |
1732.5 |
275.4675 |
|||
1036-1050 |
2.23 |
0.35 |
50 |
32 |
200 |
391.5 |
800 |
1309 |
1050 |
1732.5 |
275.4675 |
Таблица 2.7 – Корректировка относительного прироста топлива