Планирование производственной программы ТЭС

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.3. Построение зимнего суточного графика электрической нагрузки

(по группам  потребителей)

 

Суточные графики электрической  нагрузки всех промышленных потребителей рассчитаем для зимних суток (декабрь).

Суточные графики нагрузок отрасли промышленности строим в  виде трехступенчатых линий, каждая из ступеней характеризует нагрузку одной из трех рабочих смен: I –  в 8 час, II – в 16 час, III – в 24 час. Отношение  нагрузки по сменам: III:I:II для выплавки черновой меди равна 0.8:1:0.9, для химии – 1:1:1 (табл. 1).

Рассчитанный ранее годовой  максимум нагрузки отрасли промышленности (табл. 7) примем за величину нагрузки I смены.

Нагрузки II и III смен определим исходя из соотношения нагрузки по сменам, заданным для отраслей промышленности. Суточные графики электрической нагрузки городского хозяйства и населения строим, исходя из типовых графиков нагрузки в процентах от годового максимума. Результаты расчёта сведём в табл. 8.

Коэффициент разновремённости максимумов электрической нагрузки промышленных потребителей примем равным 0.9.

По результатам расчета  построим три графика: для промышленности, для коммунального хозяйства, совмещенный  график электрической нагрузки района.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 8:

Построение суточного  графика электрической нагрузки промышленного производства и города (зима)

Потребители	МВт	Соотношение нагрузок по сменам	3-я смена				1-я смена				2-я смена
			0	2	4	6	8	10	12	14	16	18	20	22-24
Выплавка черновой меди	242	0,8:1:0,9	193,6				242				217,8
Химия	182,6	1:1:1	182,6				182,6				182,6
∑Рчаспром	424,6	-	376,2				424,6				400,4
∑Рсовмпром= 0.9∑Рчаспром	382,14	-	338,58				382,14				360,36
Освещение	75	-	48,75	22,2	22,5	37,5	22,2	18,75	11,25	15	45	75	67,5	60
Бытовые приборы	20	-	6	2	0	4	10	12	5	3	8	20	16	12
Городской транспорт	7,5	-	4,5	1,125	3,75	1,875	7,5	5,25	5,25	5,25	7,5	6,75	4,875	4,875
Водопровод и канализация	13,1	-	2,62	3,275	5,24	5,895	9,825	7,86	8,515	9,17	10,48	5,24	3,93	3,275
Мелкомоторная нагрузка	5,6	-	0,84	0,28	0,28	0,84	3,92	4,48	1,68	5,04	5,6	3,36	1,4	0,84
	121,2	-	62,71	28,88	31,77	50,11	53,45	48,34	31,7	37,46	76,58	110,4	93,71	80,99
	503,3	-	401,3	367,5	370,3	388,7	435,6	430,5	413,8	419,6	436,9	470,7	454,1	441,4

Графики электрических  нагрузок

Рисунок 1 – Графики нагрузок

 

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТИ СТАНЦИИ. ВЫБОР ТИПА И ЕДИНИЧНОЙ МОЩНОСТИ АГРЕГАТОВ

 

Зимний максимум электрической нагрузки определяется по данным расчетной табл. 8:

.

Летний максимум электрической  нагрузки принимаем 75% от зимнего максимума:

.

При расчете мощности станции  учтем, что летом район получает из системы энергию, а зимой станция  отдает в энергосистему процент  мощности от максимума нагрузки района (табл. 4): . Отдача или получение электроэнергии из районной (или в районную) энергосистемы происходит равномерно в течении суток.

При определении мощности станции учтем величину потерь энергии  в высоковольтных сетях и подстанциях, распределительных сетях, расход энергии  на собственные нужды станции. Примем эту величину равной 18%.

Таким образом, максимальная электрическая нагрузка станции  с учетом потерь в сетях, собственных  нужд и связи с районной энергосистемой определяется как:

;

.

Исходя из максимальной зимней электрической нагрузки                             ( ), а также на основании тепловой нагрузки табл. 3                   ( ), произведем выбор единичной мощности, количества и типа турбоагрегатов станции.

При выборе количества, мощности и типов турбоагрегатов будем  руководствоваться следующими положениями:

• Турбины следует подбирать по возможности однотипными;
• Сначала выбираются турбины типа ПТ, чтобы полностью покрыть технологическую нагрузку из промышленного отбора и, если возможно, отопительную – из теплофикационного отбора;
• Максимумы отопительной и технологической нагрузок должны покрываться из отборов не менее чем на 95%;
• Если технологические отборы недогружены, а отопительные – перегружены, то возможно предусмотреть дополнительный отпуск тепла из технологических отборов на отопление путем редуцирования пара до давления 1.2 – 2.5 ата.;
• Если технологические отборы полностью загружены, а отопительные – перегружены, необходимо на ТЭЦ установить дополнительную турбину типа Т;
• Недостающую электрическую мощность следует обеспечивать за счет установки на ТЭЦ дополнительных конденсационных агрегатов;
• Турбины следует подбирать одинаковых начальных параметров пара;
• Количество турбин должно быть таково, чтобы была возможность вывода их в ремонт (нельзя выбирать одну турбину типа ПТ и одну типа К)

Исходя из выше перечисленного и рассчитанного, выбираем два варианта различного состава оборудования:

Вариант 1.

1)   

для ПТ – 12 – 90 номинальные  величины отбора пара производственных параметров равно 35 т/час, для ПТ – 50 – 90 равно 100 т/час, примем 1 шт 1-го типа и 1 шт 2-го типа. В сумме получим 135 т/час.

2)  

для ПТ – 12 – 90 номинальные  величины отбора пара отопительных параметров равны 25 т/час. Для ПТ – 50 – 90 номинальные величины отбора пара отопительных параметров равны 140 т/час. В итоге получим 150 т/час с учётом избытка по т/час.

3)     

электрической мощности выбранных  турбин недостаточно, следовательно, недостающую  электрическую мощность обеспечим за счет установки на ТЭС дополнительных конденсационных агрегатов типа                 К – 100 – 90×6шт. Имеем МВт.

 

 

Вариант 2.

1)   

для ПТ – 12 – 90 номинальные  величины отбора пара производственных параметров равно 35 т/час, для ПТ –25 – 90 равно 53 т/час, примем 1 шт 1-го типа и 2 шт 2-го типа. В сумме получим 141 т/час.

 

2)  

для ПТ – 12 – 90 номинальные  величины отбора пара отопительных параметров равны 25 т/час. Для ПТ – 25 – 90 номинальные величины отбора пара отопительных параметров равны 70 т/час. В итоге получим 155 т/час с учётом учетом отборов для   т/час.

3)     

электрической мощности выбранных  турбин недостаточно, следовательно, недостающую  электрическую мощность обеспечим за счет установки на ТЭС дополнительных конденсационных агрегатов типа                 К – 100 – 90×6шт.  Имеем МВт.

Таблица 9:

Состав оборудования на предприятии

Вариант 1	Вариант 2
ПТ – 12 – 90 ×1шт. + ПТ – 50 – 90×1шт. + К – 100 – 90 ×6шт.	ПТ – 12 – 90 ×1шт. + ПТ – 25 – 90 ×2шт. + К – 100 – 90 ×6шт.
662 МВт	662 МВт

 

Таблица 10:

Параметры турбоагрегатов

Тип турбины	Начальные параметры пара		Ном. мощность, МВт	Номинальные величины  отбора пара		Расход пара, т/час
	ата	град		Отопит/парам.	Произв/парам.	ном.	max
ПТ – 12 – 90	90	535	12	25	35	82.6	96
ПТ – 25 – 90	90	535	25	70	53	130	160
ПТ – 50 – 90	90	535	50	140	100	337,5	385
К – 100 – 90	90	535	100	-	-	363	363

 

Для окончательного выбора состава оборудования необходимо для  всех рассматриваемых вариантов  определить капиталовложение в сооружении станции, годовые эксплуатационные расходы, а также денежные поступления  от реализации продукции.

 

4. РАСЧЕТ ГОДОВОЙ  ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И ОТПУСКА  ТЕПЛА

 

Суточную выработку электрической энергии определим, исходя из заданного диспетчерского графика нагрузки (табл. 6).

Тогда суточная выработка  электроэнергии в зимний и летний дни соответственно составит:

Так как  мощность электростанции для 1 варианта равна мощности электростанции для 2 варианта  ( ₌ ),расчет ведем для одного варианта.

Коэффициент использования  установленной мощности за зимние время  и летние сутки соответственно составит (коэффициент использования установленной  мощности за январь можно принять 0,9 от Ки_дек.) Тогда:

;

Для определения коэффициента использования установленной мощности для остальных месяцев построим графики для января, июня и декабря  месяцев соответствующие Ки и соединим их прямыми линиями, получим график изменения коэффициента использования установленной мощности ТЭЦ по месяцам расчетного года.

Рисунок 2 – График для определения коэффициента использования установленной мощности (по месяцам)

 

Из построенного графика  коэффициента использования определим  остальные коэффициенты и занесем  их значения в табл. 11.

 

Таблица 11:

Значения коэффициента использования (

)

январь	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь
0,714	0,655	0,591	0,534	0,477	0,416	0,479	0,541	0,645	0,667	0,732	0,793

 

Годовую выработку электроэнергии ТЭС по месяцам года можно определить как:

где – количество дней в месяце, – коэффициент использования установленной мощности по месяцам года (по табл.11).

Расчет годовой выработки  электроэнергии сведем в табл. 12.

 

 

Таблица 12:

Годовая выработка электроэнергии

Месяцы	Ки	Ny,МВт	Мк	Эмес, МВт
Январь	0,714	662	31	351665
Февраль	0,655		28	291385,9
Март	0,591		31	291084
Апрель	0,534		30	254525,8
Май	0,477		31	234935,9
Июнь	0,416		30	198282,2
Июль	0,479		31	235920,9
Август	0,541		31	266457,6
Сентябрь	0,645		30	307432,8
Октябрь	0,667		31	328516,2
Ноябрь	0,732		30	348900,5
Декабрь	0,793		31	390574,7
Итого за год: Эгод= 3499682 МВт.ч/год

 

Число часов использования  установленной мощности ТЭЦ:

Годовой расход пара на технологические  нужды:

То же на отопление:

Годовой отпуск тепла:

Теплосодержание отпускаемого тепла  для отопительной и технологической нагрузки соответственно можно принять равным 0,55 и 0,6 Гкал/тпара.