Учебная работа. Планирование производственной программы энергосистемы

1 Звезда2 Звезды3 Звезды4 Звезды5 Звезд (Пока оценок нет)
Загрузка...

Планирование производственной программы энергосистемы

СОДЕРЖАНИЕ

Исходные данные

1. Расчет производственной мощности и составление годового графика ремонта основного оборудования электростанций

2. Планирование режимов работы электростанций энергосистемы

3. Планирование месячной выработки электроэнергии и отпуска тепловой энергии электростанциями энергосистемы

4. Разработка топливного баланса энергосистемы

Заключение

список литературы

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Таблица 1 — Состав и мощность оборудования, установленного на электростанциях

Типы электрических станцийКоличество и мощность турбоагрегатов по вариантамКЭС № 14* К 300 — 240КЭС № 23* К 160 — 130ТЭЦ № 31* Т 175 — 130 3* ПТ 50 — 130/7ГЭС № 4250

В качестве условия для решения задачи принимается, что все оборудование на тепловых электростанциях работает по блочной схеме: турбо-котлоагрегат.

Таблица 2 — суточные максимумы электрических и тепловых нагрузок на январь месяц

показатели%МВт1. Максимум нагрузки энергосистемы в % от установленной мощности8819842.суточные максимумы нагрузки по месяцам:январь951884февраль901785март801587апрель701389май651289июнь601190июль601190август651289сентябрь751488октябрь801587ноябрь951884декабрь1001984Таблица 3 — энергетические характеристики турбоагрегатов

Типоразмеры турбинУравнения энергетических характеристик1. К 300 — 240Вэ = 20 + 0,25Рэк + 0,266 (Р — Рэк), т.у.т./ч.2. К 160 — 130Вэ = 8 + 0,3Рэк + 0,366 (Р — Рэк), т.у.т./ч.3. Т 175 — 130 Ротб = 0,5/2,5 ата. Qт = 160 Гкал/ч.Вэ = 8 + 0,32Рк + 0,135Рт , т.у.т./ч. Рт = 0,614Qт — 8,2, МВт4. ПТ 50 — 130/7 Р1мтз = 7 ата. Qп = 80 Гкал/ч. Р2мтз = 1,2/2,5 ата. Qгв = 40 Гкал/ч.Вэ = 8 + 0,32Рк + 0,135Рт , т.у.т./ч. Рт = 0,37Qп + 0,61Qгв — 8,7, МВт

Таблица 4 — топливо и его теплотворная способность

Типы электрических станцийВид топливаТеплотворная способность топлива, ккал/кгКЭС № 1уголь3570КЭС № 2уголь5260ТЭЦ № 3газ8200

Условием задачи является выполнение следующих разделов топливно-энергетического баланса.

. Расчет производственной мощности и составление годового графика ремонта основного оборудования электростанций.

. Планирование режимов работы электростанций энергосистемы.

.Планирование месячной выработки электроэнергии и отпуска тепла электростанциями энергосистемы.

. Разработка топливного баланса энергетической системы.

1. Расчет производственной мощности и составление годового графика ремонта основного оборудования электростанций

В данном разделе определяются следующие виды производственной мощности энергосистемы:

-установленная Nу

-эксплуатационная Nэ

-диспетчерская потребная Nдп

-диспетчерская располагаемая Nдр

-рабочая Nр

Эти виды производственной мощности определяются по месяцам планового года.

Установленная мощность определяется как сумма установленных мощностей, отдельных, входящих в нее электростанций.

Эксплуатационная мощность представляет собой ту мощность, которая может находиться в эксплуатации. Эксплуатационная мощность отличается от установленной на величину, обусловленную различными факторами:

Эксплуатационная мощность энергосистемы представляет собой сумму эксплуатационных мощностей входящих в нее электростанций:

Диспетчерская потребная мощность складывается из мощности, необходимых для покрытия максимума нагрузки энергосистемы Рмсист и мощности эксплуатационного резерва Nрезэксп:

Nдпотр = Рмсист + Nрезэксп

Величина эксплуатационного резерва должна составлять не менее величины наиболее крупного агрегата в энергосистеме.

Диспетчерская располагаемая мощность равна эксплуатационной мощности за вычетом величины мощности, которая будет находиться в ремонте в данном месяце Nрем:

Nдр = Nэ — Nрем

необходимым условием баланса производственной мощности энергосистемы должно быть равенство или превышение диспетчерской располагаемой мощности по сравнению с диспетчерской потребной:

Nдр ≥ Nдп

Следовательно, годовой график ремонта основного оборудования энергосистемы должен быть составлен таким образом, чтобы в каждом месяце планового года снижение мощности в результате вывода в ремонт агрегатов не превышало располагаемого ремонтного резерва энергосистемы Nрезрем:

Nрем ≤ Nрезрем

Ремонтный резерв мощности энергосистемы в основном образуется за счет сезонного снижения максимума нагрузки энергосистем в весенне-летний и осенний периоды года.

Ремонтный резерв определяется как разность эксплуатационной мощности и диспетчерской потребной мощности:

Nрезрем = Nэ — Nдп

Рабочая мощность определяется как разность располагаемой диспетчерской мощности и расчетного эксплуатационного резерва энергосистемы:

р = Nдр — Nрезрем

подтверждением правильности составления годового графика ремонта оборудования в пределах располагаемого ремонтного резерва энергосистемы будет являться следующее уравнение:

Nр ≥ Рмсист

При условии, если

Nр > Рмсист или Nдр > Nдп

то образуется дополнительный эксплуатационный резерв мощности энергосистемы ΔNрезэксп который равен:

ΔNрезэксп = Nр — Рмсист

дополнительный эксплуатационный резерв может быть использован для покрытия дополнительной нагрузки потребителей, а также для повышения надежности электроснабжения или в качестве ремонтного резерва мощности.

Располагаемый эксплуатационный резерв мощности энергосистемы равен сумме расчетного эксплуатационного резерва и дополнительного эксплуатационного резерва мощности:

Nрез.экспрасп = Nрез.экспрасч + ΔNрезэксп

При расчете эксплуатационной мощности в данном случае учитывается снижение мощности конденсационных турбоагрегатов в летние месяцы (июнь-август) в связи с повышением температуры охлаждающей воды и за счет этого ухудшение вакуума в конденсаторе. Величина снижения мощности за счет этого фактора в задании принимается 2% для чисто конденсационных турбин типа К.

В условии задачи также принято, что мощность ГЭС в маловодный период года январь-февраль и декабрь будет снижена на 50 МВт.

В летние месяцы, величина эксплуатационной мощности будет составлять по отдельный электростанциям:

для КЭС № 1

э = Nуст × [(100 — 2)/100];

э = 1200*[(100-2)/100] = 1176 МВт

для КЭС № 2

Nэ = 480*[(100-2)/100] = 470 МВт

Величина эксплуатационной мощности теплофикационных турбоагрегатов с конденсацией в течение года принимается неизменной и равной установленной мощности.

январь, февраль, декабрьNэ = 1200 + 480 + 325 + 200 + (250-50) = 2205

март — май, сентябрь — ноябрьNэ = 1200 + 480 + 325 + 250 = 2255

июнь — августNэ = 1176 + 470 + 325 + 200 = 2171

Диспетчерская потребная мощность определяется для каждого месяца планового года, исходя из величины суточного максимума электрической нагрузки для данного месяца.

Величина эксплуатационного резерва принимается равной мощности наиболее крупного агрегата:

Nрезэксп = 300 МВт.

Расчет диспетчерской располагаемой мощности производится в следующей последовательности:

  • определяется ремонтный резерв для каждого месяца как разность эксплуатационной и диспетчерской потребной мощностей энергосистемы;
  • планируется график вывода в ремонт агрегатов в пределах располагаемого ремонтного резерва энергосистемы;
  • рассчитывается величина диспетчерской располагаемой мощности энергосистемы по месяцам планового года.
  • При составлении графика ремонта принимаются следующие условия:

    • периодичность капитального ремонта всех энергоблоков 2 года;
    • длительность капитального ремонта энергоблока 300 МВт 60 дней а для остальных 30 дней
    • длительность расширенного текущего ремонта принимается 20 дней;
    • количество и продолжительность обычных текущих ремонтов для всех агрегатов принимается два по 10 дней каждый.

    Все расчеты представлены в таблице 5.

    Предполагается, что вся ремонтная кампания будет проведена в период февраль-октябрь. Ремонт оборудования ГЭС будет проводиться за счет местного ремонтного резерва ГЭС в маловодные период года.

    Как видно из таблицы 5, график ремонта оборудования правильно размещен в ремонтном резерве энергосистемы, так как для каждого месяца планового года:

    рем < Nрезрем

    Nдп > Nдр

    что удовлетворяет требованиям баланса мощности. В течение ремонтного периода величина располагаемого эксплуатационного резерва мощности мало различается по месяцам и превышает расчетный эксплуатационный резерв, принимаемый равным мощности наиболее крупного агрегата энергосистемы — 300 МВт.

    . Планирование режимов работы электростанций энергосистемы

    Для распределения электрической нагрузки по энергосистеме в целом в первую очередь необходимо распределить электрическую и тепловую нагрузки на ТЭЦ № 3.

    тепловая нагрузка в горячей воде (1,2 ата) может быть покрыта из отбора турбины Т 175 — 130 и из второго отбора турбины ПТ 50 — 130/7. При распределении этой нагрузки, исходя из большой величины частичной удельной выработки электроэнергии на теплопотребление, максимально загружается по отпуску тепла турбоагрегат Т 175 — 130, оставшаяся часть тепловой нагрузки передается на турбину ПТ 50 — 130/7. тепловая нагрузка в паре (7 ата) покрывается из первого отбора турбины ПТ 50 — 130/7. При наличии нескольких турбоагрегатов ПТ 50 — 130/7 тепловая нагрузка между ними распределяется поровну.

    Таблица 6 — Распределение тепловой нагрузки

    паргор. вода0 — 88 — 240 — 88 — 24тепловая нагрузка ТЭЦ по графику240∙0,4 = 96240∙0,6 =144280∙0,6 =168280∙0,9 = 252Т 175 — 130____144160ПТ 50 — 130/796/3 = 32144/3 = 4840∙0,2 =830,6ПТ 50 — 130/796/3 = 32144/3 = 4840∙0,2 =830,6ПТ 50 — 130/796/3 = 32144/3 = 4840∙0,2 =830,6

    минимальная (Рmin) и теплофикационная (Рт) нагрузка определяется следующим образом:

    Для турбин типа Т 175 — 130:

    Для турбин типа ПТ 50 — 130/7:

    производственный мощность электростанция тепловой

    Рmin = Рном — (с×Qг.в.ном — Рo)

    Рmin = Рном — (с×Qг.в.ном + с×Qп. ном — Рo)

    Рт = с×Qг.в.факт — Рo

    Рт = с×Qг.в.факт + с×Qп. ном — Рo

    Рк доп = Рном — Рmin — Рт

    Для турбин типа Т 175 — 130:

    Рmin = 175 — (0,614∙160 — 8,2) = 55 МВт

    0-8 ч Рт = 0,614∙144 — 8,2 = 80,2 МВт

    Рк доп = 175 — 55 — 80,2 = 39,8 МВт

    -24 чРт = 0,614∙160 — 8,2 = 90 МВт

    Рк доп = 175 — 55 — 90 = 30 МВт

    Для турбин типа ПТ 50 — 130/7:

    Рmin = 50 — (0,37∙80 + 0,64∙40 — 8,7) = 4,7 МВт

    0-8 чРт = 0,37∙8 + 0,61∙40 — 8,7 = 18,6 МВт

    Рк доп = 50 — 4,7 — 18,6 = 26,7 МВт

    -24 чРт = 0,37∙30,6 — 0,61∙40 — 8,7 = 27 МВт

    Рк доп = 50 — 4,7 — 27 = 18,3 МВт

    Таблица 7 — Распределение электрической нагрузки

    Показатели0 — 88 — 24Сумм ТЭЦРmin69,169,1Рт136171Рк доп119,984,9Т 175 — 130Рmin5555Рт80,290Рк доп39,830ПТ 50 — 130/7Рmin4,74,7Рт18,627Рк доп26,718,3ПТ 50 — 130/7Рmin4,74,7Рт18,627Рк доп26,718,3ПТ 50 — 130/7Рmin4,74,7Рт18,627Рк доп26,718,3

    Распределение электрической нагрузки энергосистемы производится на основании характеристики относительных приростов, далее планируются режимы работы отдельных электростанций. Электрическая нагрузка энергосистемы распределяется с учетом величины производственной мощности, эксплуатационных свойств и экономичности отдельных электростанций, входящих в энергосистему. В качестве критерия экономического распределения электрической нагрузки принимается тепловая экономичность, обеспечивающая минимальный расход условного топлива по энергосистеме в целом при покрытии заданного графика нагрузки. Тепловая экономичность энергосистемы достигается распределением электрической нагрузки по методу относительных приростов, условием которого является равенство относительных приростов энергетических характеристик отдельных электростанций, входящих в энергосистему, некоторой минимальной величине для каждого определенного диапазона нагрузки энергосистемы:

    1′ = b2′ = … = bn’ = bсист’

    В курсовой работе распределение электрической нагрузки энергосистемы производится в заданном суточном графике на январь месяц планового года.

    Для экономического распределения электрической нагрузки составляется характеристика относительных приростов отдельных тепловых электростанций и энергосистемы в целом, которая показывает диапазон нагрузки отдельных электростанций и энергосистемы, соответствующий данной величине относительного прироста.

    В экономическом распределении нагрузки, условием котором является обеспечение минимального расхода топлива по энергосистеме при покрытии заданного графика нагрузки, участвует также ГЭС. Участие ГЭС в покрытии нагрузки энергосистемы должно обеспечивать:

    -заданный циклом регулирования пропуск воды через турбины ГЭС;

    -максимальное участие ГЭС в покрытии пика электрической нагрузки энергосистемы;

    -заданный постоянный пропуск воды в нижний бьеф по условиям водоиспользования гидрокомплекса.

    В базисной части графика нагрузки размещается вынужденная мощность электростанций, определяемая:

    • для КЭС — величиной технического минимума нагрузки их агрегатов;
    • для ТЭЦ — величиной вынужденной мощности, которая состоит из теплофикационной мощности, определяемой величиной тепловой нагрузки, и вынужденной конденсационной мощности, определяемой величиной вентиляционного пропуска пара в цилиндр низкого давления;
    • для ГЭС величиной мощности, определяемой постоянным пропуском воды в нижний бьеф.

    В условии задачи принимается, что мощность ГЭС, развиваемая за счет постоянного пропуска воды в нижний бьеф, исходя из требований водоиспользования гидрокомплекса, составляет 75% от установленной мощности, т. е. 187,5 МВт. Остальная мощность ГЭС используется для покрытия максимума нагрузки и частотного резерва энергосистемы.

    технический минимум нагрузки агрегатов КЭС № 1 и КЭС № 2, принимается равным 30% их номинальной мощности, т. е. 360 МВт и 144 МВт соответственно.

    вынужденная мощность ТЭЦ № 3 рассчитывается следующим образом на основе данных таблицы 7:

    РВ = Рmin + Рт;

    — 8 ч РВ = 69,1 + 136 = 205,1 МВт

    8 — 24 ч РВ = 69,1 + 171 = 240,1 МВт

    свободная конденсационная мощность Ркс определяется как разность номинальной (для агрегата) или установленной (для электростанции) при условии, что вся эта мощность может быть использована в эксплуатации, и вынужденной мощности:

    Ркс = Nн (у) — РВ

    — 8 ч Ркс = 325 — 205,1 = 119,9

    — 24 ч Ркс = 325 — 240,1 = 84,9

    экономическая нагрузка конденсационных агрегатов принимается равной 75% их номинальной мощности, т. е. 900 МВт и 360 МВт для КЭС №1 и КЭС №2 соответственно. При составлении характеристики относительных приростов учитывается состав агрегатов, находящихся в работе. В январе все агрегаты находятся в работе.

    Таблица 8 — Диспетчерская таблица

    Часы сутокОтносительный прирост в т у т/МВт×чДиапазон нагрузки, МВтКЭС 1КЭС 2ТЭЦ 3ГЭСЭнерго-система0 — 8- 0,25 0,266 0,3 0,32 0,366 -360 900 1200 1200 1200 1200 1200144 144 144 360 360 480 480205,1 205,1 205,1 205,1 325 325 325187,5 187,5 187,5 187,5 187,5 187,5 250896,6 1436,6 1736,6 1952,6 2072,5 2192,5 22558 — 24- 0,25 0,266 0,3 0,32 0,336 -360 900 1200 1200 1200 1200 1200144 144 144 360 360 480 480240,1 240,1 240,1 240,1 325 325 325187,5 187,5 187,5 187,5 187,5 187,5 250931,6 1471,6 1771,6 1987,6 2072,5 2192,5 2255

    В соответствии с заданием величина нагрузки, покрываемой тепловыми электростанциями и ГЭС, работающей, в базисной части нагрузки, составляет:

    С 0 до 8ч — 2255∙0,65 = 1465,7 МВт

    С 8 до 24ч — 2255∙0,75 = 1691,2 МВт

    Остальная часть пиковой нагрузки покрывается ГЭС.

    Согласно характеристике относительных приростов нагрузка с 0 до 8 ч 1465,7 МВт распределяется следующим образом:

    КЭС №1 — 900 + 1465,7 — 1436,6 = 929,1 МВт

    ТЭЦ №3 — 205,1 МВт

    ГЭС — в базисной части графика нагрузки используется мощность, равная 187,5 МВт, остальная мощность используется для покрытия пиковой части нагрузки и частотного резерва энергосистемы.

    Аналогично распределяется нагрузка от 8 до 24 ч 1691,2 МВт:

    КЭС №1 — 1200 МВт

    КЭС №2 — 144 + 1691,2 — 1771,6 = 63,6 МВт

    ТЭЦ №3 — 240,1 МВт

    ГЭС (в базовой части) — 187,5 МВт

    . Планирование месячной выработки электроэнергии и отпуска тепловой энергии электростанциями энергосистемы

    Планирование выработки электроэнергии и отпуска тепла каждой электростанций энергосистемы производится на основании распределения электрической и тепловой энергии энергосистемы и в соответствии с этими заданными режимами нагрузок каждой электростанции. Выработка электроэнергии и отпуска тепла всей энергосистемы определяется как сумма соответствующих выработок и отпуска отдельными электростанциями.

    На основании распределения нагрузки энергосистемы между электростанциями в суточных графиках энергосистемы и в соответствующих режимах нагрузки каждой электростанции суточная выработка электроэнергии и отпуска тепла определяются:

    суточная выработка электроэнергии равна:

    КЭС №1 Эсут = 929,1×8 + 1200×16 = 26632,8 МВт×ч

    КЭС №2 Эсут = 144×8 + 63,6×16 = 2169,6 МВт×ч

    ТЭЦ №3 Эсут = 205,1×8 + 20,1×16 = 5482,4 МВт×ч

    По ГЭС суточная выработка электроэнергии задана и составляет 187,5×24 = 4500 МВт×ч.

    суточная выработка электроэнергии энергосистемой равна:

    ЭсистСУТ = 26632,8 + 2169,6 + 5482,4 + 4500 = 38784,8 МВт×ч

    суточный отпуск тепла ТЭЦ №3 равен:

    В горячей воде (1,2 ата) Qсут1,2 ата = 168×8 + 252×16 = 2856 ГКал

    В паре (7 ата) Qсут7 ата = 96×8 + 144 16 = 3072 ГКал

    При определении месячной выработки электроэнергии и отпуск тепла электростанциями энергосистемы для упрощения расчетов принимается, что суточные графики электрической и тепловой нагрузок для всех дней данного месяца остаются без изменений.

    Месячная выработка электроэнергии равна, МВт∙ч

    Эмес = Эсут × 31;

    КЭС №1 Эмес = 26632,8∙31 = 825616,8

    КЭС №2 Эмес = 2169,6∙31 = 67257,6

    ТЭЦ №3 Эмес = 5482,2∙31 = 169948,2

    ГЭС Эмес = 4500∙31 = 139500

    Энергосистемы Эмес = 38784∙31 = 1202328,8

    Месячный отпуск тепла, ГКал:

    Qмес1,2 ата = Qсут × 31;

    В горячей воде Qмес1,2 ата = 2856∙31 = 88536

    В паре Qмес7 ата = 3072*31=95232

    Всего Qмес = 88536 + 95232 = 183768

    4. Разработка топливного баланса энергосистемы

    Топливный баланс энергосистемы определяет расход условного топлива и необходимое количество натурального топлива для выполнения электростанциями производственной программы по выработке электроэнергии и отпуску тепла.

    В расходной части топливного баланса определяется расход условного топлива электростанциями энергосистемы на плановый период.

    Расход условного топлива на выработку электроэнергии электростанциями определяется по расходным электрическим характеристикам соответствующих турбоагрегатов:

    Вэ = Вх ×Тр + b×Ээк + b×(Э — Ээк),

    Для агрегатов с конденсацией и отбором пара:

    Вэ = Вх ×Тр + bк ×Эк + bт ×Эт,

    где Вэ — расход условного топлива агрегатом на выработку электроэнергии, т.у.т.;

    Вх — часовой расход условного топлива на холостой ход, т.у.т./ч;

    Тр — время работы агрегата в течение рассматриваемого календарного периода, ч;

    Ээк — выработка электроэнергии агрегатом в экономической зоне за календарный период, МВт×ч;

    Э — выработка электроэнергии за календарный период, МВт×ч;

    Эк — выработка электроэнергии по конденсационному циклу, МВт×ч;

    Эт — выработка электроэнергии по теплофикационному циклу, МВт×ч;

    b — относительный прирост расхода условного топлива в зоне экономической нагрузки, т.у.т./МВт×ч;

    b — относительный прирост расхода условного топлива за пределами зоны экономической нагрузки, т.у.т./МВт×ч;

    bк — относительный прирост расхода условного топлива по конденсационному циклу, т.у.т./МВт×ч;

    bт — относительный прирост расхода условного топлива по теплофикационному циклу, т.у.т./МВт×ч.

    Для расчета расхода условного топлива по энергетическим расходным характеристикам необходимо определить выработку электроэнергии в зоне экономической нагрузки, за пределами экономической нагрузки, по конденсационному и теплофикационному циклам электростанции и по агрегату за рассматриваемый период.

    КЭС №1

    суточная выработка электроэнергии в зоне экономической нагрузки в соответствии с планируемыми режимами (раздел 2) составляет, МВт∙ч:

    Ээксут = 900∙8 + 900∙16 = 21600

    За пределами экономической зоны:

    Эпсут = Эсут — Ээксут;

    Эпсут = 26632,8 — 21600 = 5032,8

    Соответственно месячная выработка:

    Ээкмес = 21600∙31 = 669600 МВт∙ч

    Эпмес = Эмес — Ээкмес ;

    Эпмес = 825616,8 — 669600 = 156016,8 МВт∙ч

    КЭС №2

    суточная выработка электроэнергии в зоне экономической нагрузки в соответствии с планируемыми режимами (раздел 2) составляет, МВт∙ч:

    Ээксут = 144∙8 + 63,6∙16 = 2169,6 МВт∙ч

    За пределами экономической зоны:

    Эпсут = Эсут — Ээксут;

    Эпсут = 2169,6 — 2169,6 = 0 МВт∙ч

    Ээкмес = 2169,6∙31 = 67257,6 МВт∙ч

    Эпмес = Эмес — Ээкмес ;

    Эпмес = 67257,6 — 67257,6 = 0 МВт∙ч

    ТЭЦ №3

    Так как в покрытии заданного графика нагрузки используется вынужденная мощность ТЭЦ, то выработка электроэнергии по конденсационному циклу определяется лишь величиной вынужденной конденсационной мощности:

    Экмес = Pmin × 24 × 31 = 69,1∙24∙31 = 51410,4 МВт∙ч

    Этмес = (Pт1 ×8 + Pт2 ×16)× 31 = (136∙8+171∙16)∙31 = 118544 МВт∙ч

    В январе все агрегаты электростанций энергосистемы находятся в непрерывной круглосуточной работе без остановки на ремонт, поэтому число часов работы каждого агрегата принимается равным календарному времени:

    Тр = 24×31 = 744 ч

    Ниже приводится расчет расхода условного топлива на выработку электроэнергии электростанциями за январь.

    КЭС №1

    На КЭС №1 имеются 4 однотипных агрегата, в этом случае расход условного топлива определяется, т.у.т.:

    Вэ = n · Вх×Тр + b×Ээк + b× (Э — Ээк),

    где n — число установленных турбоагрегатов.

    Вэмес = 4∙20∙744 + 0,25∙669600 + 0,266∙(825616,8 — 669600) = 268420 т.у.т.

    КЭС №2

    Вэмес = 3∙8∙744 + 0,300∙67257,6 + 0,366∙(0) = 38033 т.у.т.

    ТЭЦ №3

    На ТЭЦ №3 установлены 3 турбоагрегата ПТ 50 — 130/7 и 1*Т 175 — 130.

    Месячная выработка электроэнергии турбоагрегатом:

    Т 175 — 130

    Теплофикационная Этмес= (Рт1·8 + Рт2·16)·31·10-3,

    где Рт1 — выработка электроэнергии на тепловом потреблении с 0 до 8ч,

    Рт2 — с 8 до 24 ч.

    Этмес= (80,2·8 + 90·16)·31·10-3 = 64,53 млн. кВт∙ч

    Конденсационная Эк = Pmin·24·31·10-3

    Эк = 55∙24∙31∙10-3 = 40,92 млн. кВт∙ч

    Всего: Э = Эт + Эк = 64,53 + 40,92 = 105,45 млн. кВт∙ч

    Для всех турбоагрегатов: Э = n·Э = 3∙105,45 = 316,35 млн. кВт∙ч

    ПТ 50 — 130/7

    Теплофикационная Эт = (Рт1·8 + Рт2·16) ·31·10-3

    где Рт1 — выработка электроэнергии на тепловом потреблении с 0 до 8ч,

    Рт2 — с 8 до 24 ч.

    Эт = (18,6·8 + 27·16) ·31·10-3 = 18 млн. кВт∙ч

    Конденсационная Эк = Pmin·24·31·10-3

    Эк = 4,7∙24∙31∙10-3 = 3,5 млн. кВт∙ч

    Всего: Э = Эт + Эк = 18 + 3,5 = 21,5 млн. кВт∙ч

    Для всех турбоагрегатов: Э = n·Э = 3∙21,5 = 64,5 млн. кВт∙ч

    Всего по ТЭЦ: Э = 316,35 + 64,5 = 380,85 млн. кВт∙ч

    Расход условного топлива турбиной Т 175 — 130:

    Вэ = Вх × Тр + bк × Эк + bт × Эт,

    Вэмес = 8∙744 + 0,32∙40,92∙103 + 0,135∙64,53∙103 = 27757 т.у.т.

    Для всех турбоагрегатов: Вэмес = n· Вэмес,

    где n — число установленных турбоагрегатов.

    Вэмес = 1∙27757 = 27757 т.у.т.

    ПТ 50 — 130/7

    Вэ = Вх × Тр + bк × Эк + bт × Эт,

    Вэмес = 8∙744 + 0,32∙3,5∙103 + 0,135∙18∙103 = 11932 т.у.т.

    Для всех турбоагрегатов: Вэмес = n · Вэмес,

    где n — число установленных турбоагрегатов.

    Вэмес = 3∙11932 = 35796 т.у.т.

    Расход условного топлива за месяц на выработку электроэнергии по энергосистеме:

    Вэмес = 27757 + 35796 = 63553 т.у.т.

    При расчетах расхода условного топлива на отпуск тепла, КПД по отпуску тепла ТЭЦ принимается:

    • в горячей воде 0,82;
    • в паре 7 ата 0,84.

    Месячный расход условного топлива на отпуск тепла равен в горячей воде:

    Вмесq(1,2) = Qмес1,2 ата · (0,143/ηг.в.) ·103;

    Вмесq(1,2) = 88536∙(0,143/0,82)∙103=15439,8 т.у.т.

    В паре:

    Вмесq(7) = Qмес7 ата · (0,143/ηп.) ·103;

    Вмесq(7) = 95232∙(0,143/0,84)∙103=16212,1 т.у.т.

    Всего расход условного топлива на отпуск тепла:

    Вмесq = Вмесq(1,2) + Вмесq(7) = 15439,8 + 16212,1 = 31652 т.у.т.

    Всего расход условного топлива по ТЭЦ №3 на выработку электроэнергии и отпуск тепла:

    ВмесТЭЦ = Вэмес + Вмесq = 63553 + 31652 = 95205 т.у.т. = 95, 2 тыс. т.у.т.

    Всего расход условного топлива по энергосистеме за месяц:

    ВмесСИСТ = 268,42 + 38,03 + 95,2 = 401,6 тыс. т.у.т.

    В приходной части топливного баланса определяется потребность электростанций системы в отдельных видах натурального топлива, необходимого для выполнения производственной программы по выработке электроэнергии и отпуску тепла.

    Потребность в натуральном топливе определяется по формуле:

    Вн = В/Кт, т н т,

    где Кт — топливный эквивалент натурального топлива: Кт = Qрн/7000

    В = ΣВн·Кт

    Учитываем все вышеперечисленное находим:

    КЭС № 1

    Кт = 3570/7000 = 0,51

    Вн = 268,2/0,51 = 526,3 тыс. т.н.т.

    КЭС № 2

    Кт = 5260/7000 = 0,75

    Вн = 38,03/0,75 = 50,7 тыс. т.н.т.

    ТЭЦ № 3

    Кт = 8200/7000 = 1,17

    Вн = 95205/1,17 = 81371 тыс. т.н.т.

    Топливный баланс энергосистемы приводится в таблице 7.

    Таблица 7 — Топливный баланс энергосистемы на январь

    Электростанции энергосистемыВыработка электроэнергии и отпуск теплаТопливный баланс энергосистемыРасходПриходУгольГазЭ, млн. кВт·чQ, тыс. ГКалВ, тыс. т.у.т.В, тыс. т.у.т.В, тыс. т.у.т.В, тыс. т.у.т.В, тыс. т.у.т.В, тыс. т.у.т.В, тыс. т.у.т.КЭС №1825,6-268,4—526,3—КЭС №267,2—38,0—50,7—ТЭЦ №3169,9183,7—95,2—95,2-ГЭС———В целом по энергосистеме1062,7183,7268,438,095,2526,350,795,2-

    На основании топливного баланса составляется сводный план топливоснабжения электростанций систем.

    ЗАКЛЮЧЕНИЕ

    При выполнении курсовой работы были выполнены основные задачи выбор основного оборудования электрической станции, разработка производственной программы, определение оптимальных режимов работы турбоагрегатов.

    Также, в ходе выполнения курсовой работы были приобретены практические навыки по вопросам планирования производственной программы энергосистемы, а также закреплены полученные теоретические знания.

    СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

    1.Поликарпова Т.И., Методические указание к выполнению курсовой работы по курсу «Организация энергетического производства», Т.И. Поликарпова — Красноярск, 2006. — 32 с.

    .Организация, планирование и управление в энергетике: Учебник / Под. ред. В. Г. Кузмина. — М.: Высшая школа,1982.

    .Прузнер, С. Л. Организация, планирование и управление энергетическим предприятием: Учебник для энергетических спец. вузов / С. Л. Прузнер, А. Н. Златопольский, В. Г. Журавлев. — М.: Высшая школа, 1981. — 432 с.

    4.Волькенау, А. Н. Экономика формирования электроэнергетических систем / И. М. Волькенау, А. Н. Зейлигер, Л. Д. Хабачев. — М.: Энергия, 1981. — 420 с.

    Учебная работа. Планирование производственной программы энергосистемы