Энергетические характеристики тэс

В качестве Ц_баз принята стоимость угля.

Расчет зависимости μ=f(P) при работе всех агрегатов ТЭС приведены в таблице 28.

Таблица 28

Относительные приросты системы.

μ,			Н а г р	у з к а	Р,	МВт.
МВт	ТЭС1	ТЭС2	ТЭС3	ТЭС4	ТЭС5	ТЭС6	ГТС	Система
1	2	3	4	5	6	7	8	9
0,282	1875-2050	1575	600	630	1050	225	0	5955-6130
0,293	2050	1575-2100	600	630	1050	25	0	6130-6655
0,296	2050	2100	600	630	1050-1309	225	0	6655-6914
0,298	2050-2500	2100	600	630	1309	225	0	6914-7364
0,314	2500	2100	600	630	1309-1400	225	0	7364-7455
0,393	2500	2100	600-1200	630	1400	225	0	7455-8055
0,397	2500	2100	1200	630-1122	1400	225	0	8055-8547
0,404	2500	2100	1200	1122	1400	225-450	0	8547-8772
0,414	2500	2100	1200	1122	1400	450	0-1700	8772-10472
0,421	2500	2100	1200	1122-1260	1400	450	1700	10472-10610

При N_мах=9705 МВт (μ =0,414 ) необходимо выбрать число включенных ГТУ. Если работает 17 агрегатов, то нагрузка каждого из них составит Р_о = 54,9 МВт..

Удельные затраты

γ_о=

Экономия от остановки одного агрегата

Э =54,9*(0,65-0,414)=12,96 т.

Продолжив вычисления при уменьшении числа агрегатов, определяем, что оптимальным при максимальной нагрузке является включение 10-го ГТУ (Р_о=93,3 МВт). Число включенных ГТУ в другие часы приведены в таблице 29.

Таблица 29

График работы ГТС

t, час	μ, т/МВт	nгту,, шт	Ро , МВт	γо, т/МВт	Э, т	Экономия расхода с учетом пуска, т
1	2	3	4	5	6	7
0	0,939	0	-	-	-	-
1	0,296	0	-	-	-	-
2	0,293	0	-	-	-	-
3	0,293	0	-	-	-	-
4	0,293	0	-	-	-	-
5	0,296	0	-	-	-	-
6	0,298	0	-	-	-	-

Продолжение таблицы 29

1	2	3	4	5	6	7
7	0,414	5	80,2	0,576	12,99	8,86
8	0,414	10	83,3	0,570	12,99	-
9	0,414	10	83,3	0,570	12,99	-
10	0,414	10	83,3	0,570	12,99	-
11	0,414	10	83,3	0,570	12,99	-
12	0,414	6	97,3	0,547	12,94	8,81
13	0,414	10	93,3	0,570	12,99	-
14	0,414	10	83,3	0,570	12,99	-
15	0,414	10	83,3	0,570	12,99	-
16	0,414	7	88,3	0,561	12,98	8,85
17	0,414	10	83,3	0,570	12,99	-
18	0,414	10	93,3	0,553	12,97	-
19	0,414	10	86,6	0,564	12,99	-
20	0,414	10	83,3	0,570	12,99	-
21	0,414	10	83,3	0,570	12,99	-
22	0,414	10	83,3	0,570	12,99	-
23	0,414	5	80,2	0,576	12,99	8,86

При отключении ГТУ изменяется диапазон мощности характеристики относительных приростов системы при μ = 0,414 и μ = 0,421.

Определим целесообразность останова блока на ТЭС 6 и ТЭС 4 в ночные часы провала нагрузки..

При t=0 N =7543 МВт, μ = 0,393 т/МВт. Нагрузка одного блока ТЭС 6 будет равна

Р_о= .

Удельные затраты

γ_о=

Экономия затрат

Э^{ТЭС 6}=75*(0,462-0,393)=5,175 т

Удельная экономия затрат

Э =

Аналогичные показатели для блока ТЭС 4:

Р_о=105 МВт, γ_о=0,452 т/МВт, Э^{ТЭС 4}=6,195 т,Э =0,030 т/МВт..

Экономически целесообразна остановка блока на ТЭС 6, т.к.Э >Э .

При отключении блока на ТЭС 6 изменяется начальная часть характеристики относительных приростов систем (таблица 30).

Таблица 30

Относительные приросты системы при отключении блока на ТЭС 6

μ,			Н а г р	у з к а	Р,	МВт.
МВт	ТЭС1	ТЭС2	ТЭС3	ТЭС4	ТЭС5	ТЭС6	ГТС	Система
1	2	3	4	5	6	7	8	9
0,282	1875-2050	1575	600	630	1050	150	0	5880-6055
0,293	2050	1575-2100	600	630	1050	150	0	6055-6580
0,296	2050	2100	600	630	1050-1309	150	0	6580-6839
0,298	2050-2500	2100	600	630	1309	150	0	6839-7289
0,314	2500	2100	600	630	1309-1400	150	0	7289-7380
0,393	2500	2100	600-1200	630	1400	150	0	7380-7980

Расчет в таблице 30 выполнен для диапазона изменения нагрузки, соответствующего периоду с t=0 до t=6.

При t=1 N =6897 МВт , μ = 0,296 т/МВт. Отключение одного блока на ТЭС 6 приводит к изменению μ до величины 0,298 т/МВт.

μ_ср= .

Э^{ТЭС 6} =75*(0,462-0,297)=12,38 т.

Расчеты для других часов суток приведены в таблице 31.

Таблица 31.

t,ч	N ,МВт	μо , т/МВт	μк ,т/МВт	μср т/МВт,	Э,т
1	2	3	4	5	6
0	7543	0,393	0,393	0,393	5,175
1	6897	0,296	0,298	0,297	12,380
2	6589	0,293	0,296	0,295	12,530
3	6373	0,293	0,293	0,293	12,680
4	6373	0,293	0,293	0,293	12,680
5	6700	0,296	0,296	0,296	12,450
6	7061	0,298	0,298	0,298	12,300

Суммарная экономия при останове блока на ТЭС Э =80,195 т.

С учетом пусковых расходов

Э_∑=Э -В_пуск =80,195-25 =46,10 т..

Таким образом с учетом пусков останов блока на ТЭС целесообразен.

Аналогичным образом определяем эффективность остановки 2-го и 3-го блоков ТЭС 6 в период с 0 до 6 час. При останове очередного блока необходимо пересчитать характеристику относительных приростов затрат системы. Окончательная характеристика приведена в таблице 32

Таблица 32

Относительные приросты затрат системы с учетом

остановов оборудования в ночное время

μ,			Н а г р	у з к а	МВт
т/МВт	ТЭС 1	ТЭС 2	ТЭС 3	ТЭС 4	ТЭС 5	ТЭС 6	ГТС	Система
0,282	1875-2050	1575	600	630	1050	0	0	5730-5905
0,293	2050	1575-2100	600	630	1050	0	0	5905-6430
0,296	2050	2100	600	630	1050-1309	0	0	6430-6689
0,298	2050-2500	2100	600	630	1309	0	0	6689-7139
0,314	2500	2100	600	630	1309-1400	0	0	7139-7230
0,393	2500	2100	600-1200	630	1400	0	0	7230-7830
0,397	2500	2100	1200	630-1122	1400	0	0	7830-8322

При распределении нагрузки в часы t=0-6ч. используем характеристику приростов системы из таблицы 32 , в остальные часы – из таблицы 28 .Если при распределении нагрузки μ соответствует горизонтальному участку характеристики одной из станций (рисунок 6), то нагрузку этой станции определяют следующим образом. Из суммарной нагрузки ТЭС вычисляют оптимальные нагрузки тех ТЭС, для которых эти величины определены однозначно.

Графики нагрузки ТЭС приведены в таблице 33

Таблица 33

Оптимальные нагрузки ТЭС

t		ТЭС1		ТЭС2		ТЭС3		ТЭС4		ТЭС5		ТЭС6		ГТС
	n	Р, МВт	n	Р, МВт	n	Р, МВт	n	Р, МВт	n	Р, МВт	n	Р, МВт	n	Р, МВт
0	5	2500	7	2100	4	913	6	630	7	1400	0	0	0	0
1	5	2258	7	2100	4	600	6	630	7	1309	0	0	0	0
2	5	2050	7	2100	4	600	6	630	7	1209	0	0	0	0
3	5	2050	7	2043	4	600	6	630	7	1050	0	0	0	0
4	5	2050	7	2043	4	600	6	630	7	1050	0	0	0	0
5	5	2061	7	2100	4	600	6	630	7	1309	0	0	0	0
6	5	2422	7	2100	4	600	6	630	7	1309	0	0	0	0
7	5	2500	7	2100	4	1200	6	1122	7	1400	3	450	5	401
8	5	2500	7	2100	4	1200	6	1122	7	1400	3	450	10	833
9	5	2500	7	2100	4	1200	6	1122	7	1400	3	450	10	833
10	5	2500	7	2100	4	1200	6	1122	7	1400	3	450	10	833
11	5	2500	7	2100	4	1200	6	1122	7	1400	3	450	10	833
12	5	2500	7	2100	4	1200	6	1122	7	1400	3	450	6	584
13	5	2500	7	2100	4	1200	6	1122	7	1400	3	450	10	833
14	5	2500	7	2100	4	1200	6	1122	7	1400	3	450	10	833

Продолжение таблицы

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
15	5	2500	7	2100	4	1200	6	1122	7	1400	3	450	10	833
16	5	2500	7	2100	4	1200	6	1122	7	1400	3	450	7	618
17	5	2500	7	2100	4	1200	6	1122	7	1400	3	450	10	833
18	5	2500	7	2100	4	1200	6	1122	7	1400	3	450	10	933
19	5	2500	7	2100	4	1200	6	1122	7	1400	3	450	10	866
20	5	2500	7	2100	4	1200	6	1122	7	1400	3	450	10	833
21	5	2500	7	2100	4	1200	6	1122	7	1400	3	450	10	833
22	5	2500	7	2100	4	1200	6	1122	7	1400	3	450	10	833
23	5	2500	7	2100	4	1122	6	630	7	1400	3	450	5	401

2.7. Выбор параметров ЛЭП основной сети

Для выбора параметров ЛЭП рассматривают ограниченное число характерных режимов, определяющих требования к пропускной способности.

С точки зрения оборудования электростанций режимы разделяют на:

а) планируемые режимы, характеризующиеся средними условиями нахождения основного оборудования электростанций в плановом и аварийном ремонтах (см. 2.5);

б) утяжеленные режимы, возникающие при неблагоприятных сочетаниях отключения оборудования в плановый и аварийный ремонт.

Для определения планируемых режимов примем, что новые ТЭС распределяются по узлам ОЭС пропорционально максимальной нагрузке узлов с учетом размещения существующих электростанций (см. задание). Например, мощность блочных электростанций в 1-м узле:

где - суммарная мощность блочных ТЭС в ОЭС;

- максимальные перспективные нагрузки узлов за вычетом генерации существующих в этих узлах гидроэлектростанций.

По величине подбирается состав намечаемых к строительству блочных станций в 1-м узле из общего числа намечаемых по варианту развития. Аналогично распределяют ГТУ между узлами.

Перспективный график перетока мощности по ЛЭП между узлами 1 и 2 определяют, вычитая из графика нагрузки первого узла суммарную генерацию электростанций этого узла. Если в 1-м узле расположена ГАЭС, то нагрузку этого узла следует увеличить в часы заряда ГАЭС.

По графику перетока мощности выбирают максимальную нагрузку ЛЭП (Р_max). Если пропускная способность существующей ЛЭП ( ) меньше максимальной нагрузки, то необходимо сооружение новой ЛЭП. Пропускную способность ЛЭП будем считать равной натуральной мощности ЛЭП .

Пропускная способность новой ЛЭП должна быть не меньше, чем

Так как номинальное напряжение существующей ЛЭП входит в систему напряжений 220-500-1150 кВ, то номинальное напряжение новой ЛЭП должно быть выбрано из этой системы напряжений.

Пример. Для рассматриваемой системы максимальная нагрузка узлов с учетом ГЭС равны

N =7183-1200=5983 МВт

N =5800-2300=3500 МВт

Суммарная мощность блочных ТЭС равна

N =3000+2400+1200+1260+1600+600=10060 МВт.

Мощность блочных станций в 1-ом узле:

N .

Принимаем, что в 1-ом узле расположены

ТЭС 1 N_расп=300 МВт,

ТЭС 2 N_расп=2400 МВт,

ТЭС 3……N_расп=1200 МВт.

Во 2-м узле

ТЭС 4 N_расп=1260 МВт.

ТЭС 5 N_расп=1600 МВт.

ТЭС 6 N_расп=600 МВт.

Мощность ГТУ распределим аналогично.

Суммарная мощность ГТУ 1800 МВт.

N .

Примем, что в 1-ом узле расположено 10 агрегатов ГТУ-100, во 2-ом узле 8 агрегатов.

При определении перетока, примем, что ГТУ во втором узле максимально загружены. Это позволяет уменьшить перетоки мощности на ЛЭП. Результаты расчета приведены в таблице 34.

Таблица 34