3 Расчёт нагрузок и потребления топлива турбинного цеха кэс 1 и потерь в её сетях
Экономическое сечение проводов ЛЭП связи с системой определяются для заданных значений максимальных передаваемых мощностей по формуле:
|
S= |
|
,где cosφ - коэффициент мощности, находится в диапазоне значений 0,85-0,9;
Рм - передаваемая мощность, МВт;
U - напряжение сети, кВ;
n - число параллельных цепей;
jЭК- экономическая плотность тока, jЭК=1,3-1,5 А/мм2.
Значения экономических мощностей (в числителе) и предельных длительно допустимых по нагреву мощностей (в знаменателе) ЛЭП приведены в в таблице 3.6.
Активное сопротивление проводов ЛЭП определяется, как:
|
R=ρ×l/S , |
|
где L - протяженность ЛЭП, км;
ρ
- удельное сопротивление проводов, для
учебных целей принять равным 31,7
;
S - сечение провода, мм2.
Расчетное значение тока по сети отОРУ для каждой ступени нагрузки электростанции находится, как:
|
IP= |
|
А,
где PL - передаваемая мощность по отдельным открытым распределительный устройствам станции, заданного напряжения, МВт.
На каждой ступени нагрузки определение РL без учета потерь мощности на корону необходимо осуществлять в следующей последовательности:
1) Число линий связи и количество ЛЭП до потребителей принимается в расчетах по установленной мощности станции.
2) Всю мощность от станции распределить между сетями в следующих соотношениях: 40% в систему, 60% для покрытия нагрузки потребителей, питающихся от данной станции.
3) для каждой ступени нагрузки определить потери в сети по формуле:
4) Определяют суммарные потери активной мощности во всех линиях сети:
|
|
|
,где I - число ЛЭП в сети (i = 1,...,N).
Потери мощности в трансформаторах определяются по формуле:
где
–
потери холостого хода, кВт;
–
потери
короткого замыкания, кВт;
–
величина
полной мощности нагрузки трансформатора,
кВА;
–
номинальная
мощность трансформатора, кВА.
В работе величина потерь мощности в трансформаторах учитывается с помощью поправочного коэффициента δ , принятого в расчетах равным δ = 1,2 - 1,3.
Таким образом, суммарные потери мощности в элементах сети определяются, как:
|
|
|
.
Таблица 9 – Исходные данные
|
Установленная мощность ТЭС, МВт |
Число и тип агрегатов |
Параметры сети выдачи мощности от ОРУ |
|||
|
турбин- |
(средняя и предельная) |
||||
|
|
Рабочее напряжение РУ, кВ |
Длина ЛЭП до потреби-теля, км |
Связь с системой |
||
|
ного цеха ТЭС |
|||||
|
|
по U и L |
||||
|
|
Напряжение, кВ |
длина ЛЭП, км |
|||
|
500 |
3 x ВK-100 |
110 |
50/100 |
330 |
300 |
|
1 x K-200 |
|||||
Таблица 2 – Расходные энергетические характеристики турбоагрегатов
|
Тип турбоаг |
P, МВт |
PЭК , МВт |
Pмин, МВт |
g’ |
g” |
Охх |
|
регата |
||||||
|
ВК-100 |
100 |
75 |
22 |
1,92 |
2,05 |
21,8 |
|
К-200 |
200 |
175 |
45 |
1,81 |
1,85 |
29,5 |
Таблица 3 – Относительные приросты расхода тепла турбоагрегатов
|
Номер турбоагрегата |
Тип турбоагрегата |
Зона нагрузки PМИН-PЭК |
g’ |
Зона повышения нагрузок PЭК-PН МВт |
g” |
|
1, 2, 3 |
ВK-100 |
22-75 |
1,92 |
75-100 |
2,05 |
|
4 |
K-500 |
45-175 |
1,81 |
175-200 |
1,85 |
Таблица 4 – Очерёдность загрузки турбоагрегатов
|
Относительный прирост |
Тип и номер агрегата |
Зона нагрузки агрегата, МВт |
Прирост нагрузки агрегата, МВт |
Прирост расхода тепла агрегатов в зоне нагрузки, 4,19 ГДж/ч |
|||||
|
тепла 4.19 ГДж/МВт |
топлива |
||||||||
|
|
|||||||||
|
т у.т./МВт×ч |
|||||||||
|
1,81 |
0,28779 |
№ 4(К-200) |
45-175 |
130 |
235,3 |
||||
|
1,85 |
0,29415 |
№ 4(К-200) |
175-200 |
25 |
46,25 |
||||
|
1,92 |
0,30528 |
№ 1 (ВК-100) |
22-75 |
53 |
101,76 |
||||
|
1,92 |
0,30528 |
№ 2 (ВК-100) |
22-75 |
53 |
101,76 |
||||
|
1,92 |
0,30528 |
№ 3 (ВК-100) |
22-75 |
53 |
101,76 |
||||
|
2,05 |
0,32595 |
№ 1 (ВК-100) |
75-100 |
25 |
51,25 |
||||
|
2,05 |
0,32595 |
№ 2 (ВК-100) |
75-100 |
25 |
51,25 |
||||
|
2,05 |
0,32595 |
№ 3 (ВК-100) |
75-100 |
25 |
51,25 |
||||
Таблица 4 – Распределение загрузки между турбоагрегатами
|
Зона суммарной |
Относительные приросты |
Турбоагрегат |
Турбоагрегат |
Турбоагрегат |
Турбоагрегат |
Всего по турбинному цеху |
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||
|
нагрузки ТЭС, МВт |
№ 1 |
№ 2 |
№ 3 |
№ 4 |
||||||||||||||
|
|
тепла 4.19 ГДж /МВт×ч |
топлива т.у.т. /МВтч |
МВт |
4.19 ГДж/ч |
МВт |
4.19 ГДж/ч |
МВт |
4.19 ГДж/ч |
МВт |
4.19 ГДж/ч |
МВт |
4.19 ГДж/ч |
т у.т./ч |
|||||
|
111 |
|
|
22 |
64,04 |
22 |
64,04 |
22 |
64,04 |
45 |
110,95 |
111 |
303,07 |
48,188 |
|||||
|
111-241 |
1,81 |
0,28779 |
22 |
64,04 |
22 |
64,04 |
22 |
64,04 |
175 |
346,25 |
241 |
538,37 |
85,601 |
|||||
|
241-266 |
1,85 |
0,29415 |
22 |
64,04 |
22 |
64,04 |
22 |
64,04 |
200 |
392,5 |
266 |
584,62 |
92,955 |
|||||
|
266-319 |
1,92 |
0,30528 |
75 |
165,8 |
22 |
64,04 |
22 |
64,04 |
200 |
392,5 |
319 |
686,38 |
109,13 |
|||||
|
319-372 |
1,92 |
0,30528 |
75 |
165,8 |
75 |
165,8 |
22 |
64,04 |
200 |
392,5 |
372 |
788,14 |
125,31 |
|||||
|
372-425 |
1,92 |
0,30528 |
75 |
165,8 |
75 |
165,8 |
75 |
165,8 |
200 |
392,5 |
425 |
889,9 |
141,49 |
|||||
|
425-450 |
2,05 |
0,32595 |
100 |
217,05 |
75 |
165,8 |
75 |
165,8 |
200 |
392,5 |
450 |
941,15 |
149,64 |
|||||
|
450-475 |
2,05 |
0,32595 |
100 |
217,05 |
100 |
217,05 |
75 |
165,8 |
200 |
392,5 |
475 |
992,4 |
157,79 |
|||||
|
475-500 |
2,05 |
0,32595 |
100 |
217,05 |
100 |
217,05 |
100 |
217,1 |
200 |
392,5 |
500 |
1043,65 |
165,94 |
|||||
Рисунок 2 – Относительные приросты турбинного цеха
Рисунок 3 – Режимная карта турбинного цеха
Рисунок 4 – Расходная характеристика турбинного цеха
Таблица 5 – Потери в сетях
|
Линия |
Количество |
Передаваемая мощность, МВт |
Сечение, мм2 |
Длина, км |
Сопротивление, Ом |
Ток, А |
Потери, МВт |
|
330 кВ |
1 |
200 |
300 |
300 |
31,70 |
389,25 |
14,41 |
|
110 кВ |
5 |
300 |
240 |
100 |
66,04 |
583,87 |
67,54 |
|
|
|
500 |
|
|
97,74 |
973,12 |
81,95 |
Таблица 6 – Корректировка относительного прироста топлива
|
Нагрузка ТЭС ∑PТЭС, МВт |
Рабочий ток, IРАБ, КА
|
Потери активной мощности ΔP ,МВт
|
Доля потерь |
Поправочный коэффициент |
Относительный прирост топлива т у.т./МВт×ч |
|
|
Расчетный |
Откорректированный |
|||||
|
111 |
0,216 |
4,847 |
0,044 |
1,046 |
0,288 |
0,301 |
|
241 |
0,469 |
22,847 |
0,095 |
1,105 |
0,288 |
0,318 |
|
266 |
0,518 |
27,833 |
0,105 |
1,117 |
0,294 |
0,329 |
|
319 |
0,621 |
40,029 |
0,125 |
1,143 |
0,305 |
0,349 |
|
372 |
0,724 |
54,436 |
0,146 |
1,171 |
0,305 |
0,358 |
|
425 |
0,827 |
71,052 |
0,167 |
1,201 |
0,305 |
0,367 |
|
450 |
0,876 |
79,657 |
0,177 |
1,215 |
0,326 |
0,396 |
|
475 |
0,924 |
88,753 |
0,187 |
1,230 |
0,326 |
0,401 |
|
500 |
0,973 |
98,342 |
0,197 |
1,245 |
0,326 |
0,406 |
Рисунок 5 – Скорректированная расходная характеристика
Вывод:
Выполнив данную работу, я рассчитал потребление электроэнергии по малым и крупным розничным потребителям и размеры их питания от энергоснабжающих организаций (станций), определил стоимость проданной по отраслям электроэнергии и посчитал среднюю цену электроэнергии для различных потребителей различных районных энергокомпаний с учётом тарифов национальных энергосетей, через которые осуществляется передача купленной на удалённых от потребителей станциях электроэнергии.
После построил имитационную модель энергосистемы, наглядно отображающую размеры выработанной и потреблённой в различных местах энергосистемы электроэнергии, рассчитал перетоки мощности в системе подстанций национальных энергосетей, определил стоимость и посчитал среднюю цену электроэнергии для снабжаемых от национальной энергосети малых и крупных оптовых потребителей.
Рассчитал относительные приросты расхода тепла турбоагрегатов, очерёдность загрузки турбоагрегатов, распределение загрузки между турбоагрегатами, построил графики относительных приростов турбинного цеха, режимной карту турбинного цеха, расходной характеристики турбинного цеха, рассчитал потери в сетях, скорректировал относительный прирост топлива с учётом потерь и построил скорректированный график расходной характеристики турбинного цеха.