Анализ полученных результатов

 

Для анализа результатов расчетов полученные данные изменяются по заданию преподавателя.

Таблица 6.2 – Исходные данные

	Вариант определяется по предпоследней цифре зачетной книжки
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	0
Полный полезный отпуск электроэнергии РЭК, млн. кВтч	990	950	930	970	910	980	940	900	960	920
Материалы на эксплуатацию, млн. тенге	120	110	114	130	100	122	140	115	118	125
Норматив технических потерь, %	8,4	8,1	8,7	8,5	8,0	8,6	8,8	8,2	8,9	8,3
Среднемесячная зарплата административного персонала, тенге	80000	90000	80000	90000	80000	90000	80000	90000	80000	90000
Среднемесячная зарплата производственного персонала, тенге	70000	60000	66000	70000	60000	66000	70000	60000	66000	68000
Норма амортизации, %	8,9	8,0	8,9	9,0	8,0	9,0	8,5	8,0	9,0	8,0
Командировочные расходы административного персонала, млн. тенге	1,0	1,1	1,2	1,0	1,1	1,2	1,0	1,1	1,2	1,0
Канцелярские расходы, тыс. тенге	600	610	620	605	615	600	610	620	605	615
Подготовка кадров, тыс. тенге	1100	1105	1100	1105	1100	1105	1100	1105	1100	1105
Услуги связи, тыс. тенге	6800	6830	6840	6820	6850	6850	6820	6840	6830	6800
Коммунальные услуги, млн. тенге	4,0	4,1	4,2	4,3	4,4	4,5	4,6	4,7	4,8	4,9
	Вариант определяется по последней цифре зачетной книжки
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	0
% загрузки оборудования для расчета прибыли	50	55	40	45	60	50	55	40	45	60
Объем электроэнергии на хозяйственные нужды, тыс. кВтч	6700	6900	7150	6750	7000	6650	7050	6600	6850	7100
Численность производственного персонала, чел	840	810	860	815	800	835	870	820	845	850
Численность административного персонала, чел	97	101	99	102	100	103	95	94	98	96
Затраты на ремонт, млн. тенге	106	103	102	101	105	100	107	109	104	108
Командировочные расходы производственного персонала, млн. тенге	7,2	7,1	7,0	7,2	7,1	7,0	7,2	7,1	7,0	7,1
Охрана труда, млн. тенге	6,0	6,1	6,2	6,3	6,4	6,5	6,4	6,3	6,2	6,1
Расходы на экологию, тыс. тенге	370	371	372	373	374	375	374	373	372	371

При проведении анализа полученных результатов необходимо выяснить, как изменится тариф на электроэнергию при вносимых изменениях и представить графически.

 

Контрольные вопросы

1. Что представляет собой смета затрат на производства?

2. Перечислите основные статьи затрат.

3. Как определяется износ основных средств?

4. Какие статьи сметы затрат занимают наибольший удельный вес?

5. Какое влияние оказывает норма прибыли на величину тарифа?

 

 

Лабораторная работа №7. Экономическое распределение электрической нагрузки между совместно работающими турбоагрегатами станции

 

Цель работы: изучить метод распределения нагрузки между турбоагрегатами электростанции.

 

Методика проведения лабораторной работы

 

Заданная тепловой электростанции электрическая нагрузка должна быть распределена между ее турбоагрегатами или энергоблоками таким образом, чтобы при полном выполнении поставленных перед нею производственно-технических задач расход станцией топлива и денежных средств был минимальным. Такое распределение нагрузки между агрегатами ТЭС и соответствующие режимы их совместной работы называются экономическими. Аналогично распределяется и нагрузка между отдельными котлами котельного цеха.

Экономичное распределение на­грузки между работающими агрега­тами, обеспечивающее минималь­ный расход тепла, производится на основе метода удельных (относи­тельных) приростов расхода тепла. Для применения этого метода необ­ходимо располагать энергетически­ми характеристиками агрегатов, устанавливающими зависимость расхода тепла Q от нагрузки агре­гата N3.

Относительным приростом расхо­да тепла агрегата называется изме­нение расхода тепла при измене­нии нагрузки на единицу. Относи­тельные приросты агрегатов в боль­шинстве случаев не являются постоянными, а зависят от нагрузки. Поэтому для решения вопроса о – распределении нагрузки между аг­регатами для каждого из них необ­ходимо строить кривую зависимости относительного прироста от нагруз­ки — характеристику относительных приростов.

 

Расчетная часть

 

В соответствии с вариантом состава работающих совместно агрегатов ТЭС (см. таблицу 7.1) и параметрами расходных энергетических характеристик турбин (см. таблицу 7.2) требуется выполнить расчеты в следующей последовательности:

1) Составить таблицу относительных приростов расхода условного топлива по зонам изменения нагрузки турбоагрегатов.

2) Составить таблицу шкалы приростов расхода условного топлива в соответствии с очередностью загрузки турбоагрегатов.

3) Составить таблицу распределения нагрузки ТЭС между агрегатами.

4) В системе координат построить эксплуатационную характеристику турбинного цеха ТЭС.

5) Определить поправочные коэффициенты на потери электроэнергии в сети и скорректировать величины относительных приростов расхода топлива по ТЭС.

Согласно варианту по данным таблицы 7.2, составляется вспомогательная таблица относительных приростов расхода тепла по зонам изменения нагрузки турбоагрегатов –таблица 7.3 (например № 1 – К-25, № 2 и № 3 – K-I50, № 4 – К-800).

 

Таблица 7.1 – Исходные данные

Вар-ты	Установленная мощность ТЭС, МВт	Число и тип агрегатов турбин- ного цеха ТЭС	Параметры сети выдачи мощности от ОРУ (средняя и предельная)
			Рабочее напряжение РУ, кВ	Длина ЛЭП до потреби-теля, км	Связь с системой по U и L
					Напряжение, кВ	длина ЛЭП, км
1	2	3	4	5	6	7
1	450	1 x BK-50 2 x K-100 1 x K-200	110	50/150	110	150
2	900	1 x K-100 1 x K-200 2 x K-300	220	100/400	330	300
3	1000	1 x BK-100 2 x K-200 1 x K-500	220	100/400	500	1200
4	300	1 x K-150 2 x K-25 1 x BK-100	35	30/60	110	150
5	950	1 x K-100 2 x K-200 1 x K-500	220	100/400	500	1200
6	1350	2 x K-150 2 x K-500 1 x K-50	220	100/400	500	1200
7	800	2 x K-50 2 x ВK-100 1 x K-500	110	50/100	330	300
8	1900	1 x K-200 2 x K-800 1 x BK-100	330	200/300	500	1200
9	650	1 x ВK-50 2 x K-150 1 x BK-300	110	50/150	110	150
10	725	1 x K-25 1 x K-100 2 x K-300	110	50/150	330	300

 

Таблица 7.2 – Расходные энергетические характеристики турбоагрегатов

Тип турбоаг регата	P, МВт	PЭК , МВт	Pмин, МВт	g’	g”	Охх
1	2	3	4	5	6	7
К-25	25	20	4	2,5	3,7	8,0
К-50	50	40	8	2,44	3,33	10
ВК-50	50	36	10	2,00	2,23	12
К-100	100	66	20	2,01	2,55	20
ВК-100	100	75	22	1,92	2,05	21,8
K-I50	150	125	34	1,88	1,97	28,0
К-200	200	175	45	1,81	1,85	29,5
К-300	300	250	56	1,69	1,8	38,0
К-500	500	420	78	1,62	1,78	40,6
К-800	800	700	105	1,58	1,77	45,0

Р - номинальная мощность, МВт;

Рэк- экономичная мощность, МВт;

Р_мин- минимальная мощность, МВт;

g^’- относительный прирост расхода тепла по экономичной нагрузке 4,19 ГДж/МВт×ч;

g^”_ относительный прирост тепла при повышении нагрузки 4,19 ГДж/МВт×ч;

О_хх- часовой расход тепла холостого хода 4,19 ГДж/ч.

 

Таблица 7.3 - Относительные приросты расхода тепла турбоагрегатов

Номер турбоагрегата	Тип турбоагрегата	Зона нагрузки PМИН-PЭК	g’	Зона повышения нагрузок PЭК-PН МВт	g”
1	2	3	4	5	6
1	К-25	4-20	2,5	20-25	3,7
2,3	К-150	34-125	1,88	125-150	1,97
4	К-800	105-700	1,58	700-800	1,77

 

На основании таблицы 7.3 составляется шкала относительных приростов расхода тепла в порядке их воздействия, и, следовательно, определяется очередность загрузки турбоагрегатов ТЭС, данные заносятся в таблицу 7.4.

Пересчет относительных приростов на условном топливе производился умножением относительных приростов тепла на удельный расход топлива 0,159 т у.т./4,19 ГДж.

Распределение возрастающей нагрузки ТЭС между параллельно работающими турбоагрегатами производится с одновременным определением расхода тепла по зонам нагрузки каждого агрегата в целом по турбинному цеху ТЭС. Относительным приростом станции на каждом этапа возрастания нагрузки является относительный прирост того агрегата, за счет которого этот рост нагрузки покрывается.

 

Таблица 7.4 - Очередность 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	2	3	4	5	6
1,58	0,25	№ 4(К-800)	105-700	595	943,1
1,77	0,28	№ 4 (К-800)	700-800	100	177,0
1,88	0,30	№ 2 (K-I50)	34-125	91	171,0
1,88	0,30	№ 3 (К-150)	34-125	91	171,0
1,37	0,31	№ 2 (K-I50)	125-150	25	49,26
1,97	0,31	№ 3-(К-150)	125-150	25	49,26
2,5	0,40	№1(К-35)	4-20	16	40,0
3,7	0,58	№1(К-25)	20-25	5	18,5

 

Первая возможная ступень нагрузки ТЭС определяется суммой величин технического минимума турбоагрегатов (из таблицы 7.4 графа 4), для которого поагрегатно находим часовой расход тепла.

1) При работе агрегатов с нагрузкой, соответствующей техническому минимуму:

 

Q=(Qxx+q’1× Pmin)× 4,19 ГДж/ч.

(7.1)

 

Подставляя значение в формулу (7.1) из таблицы 7.2, определяем величину расхода тепла (Q) соответствующего агрегата при работе агрегатов с минимальной технической мощностью Q_1min, Q_2min и т.д., получим:

 

Q₁ = 8 + 2,5 × 4 = 18,0 × 4,19 ГДж/ч;

Q₂ = 28 + 1,88 × 34 = 91,92 ×4,19 ГДж/ч;

Q₃=28+1,88×34= 91,92× 4,19 ГДж/ч;

Q₄ = 45 + 1,58 × 105 = 210,9× 4,19 ГДж/ч.

 

Рассчитывается величина расхода тепла по ТЭС при работе её агрегатов с технически ограниченной мощностью:

 

∑Qmin = 412,74 × 4,19 ГДж/ч.

 

Записываем полученные данные и соответствующие им нагрузки в первую строку таблицы 7.5. Далее по критерию минимума относительного прироста тепла при сопоставлении данных по агрегатам станции (в примере 1.58) догружается агрегат № 4 (см. строку 1 таблицы 7.4) до 700 МВт. Определяется расход тепла при данной нагрузке этого агрегата и в целом по турбинному цеху прибавляем прирост тепла 943,1 4,19 ГДж/ч, связанного с приростом нагрузки 595 МВт.

Работа остальных агрегатов остаётся на уровне минимальных мощностей до тех пор, пока возрастающая нагрузка потребителей не может быть покрыта без их участия. Так, после полной загрузки агрегата № 4 до его предельной мощности (800 МВт) возрастающая нагрузка переходит в зону относительного прироста тепла, равного 1,88 4,19 ГДж/МВт, или 0,25 т у.т./МВт, т.е. нагружается агрегат № 2 или № 3 от 34 МВт до 125 МВт (т.к. их относительные значения при росте тепла в зоне от 37 до 125 МВт одинаковы) в зоне нагрузки ТЭС 872-963 МВт. Прирост тепла 171,0 4,19 ГДж/ч, связанный с ростом нагрузки, например, агрегата № 2, равной 91 МВт (см. таблицу 7.4), прибавляем к расходу тепла агрегата №2 и суммарному по ТЭС - получим 260 и 1700 4,19 ГДж/ч.

По окончании загрузки агрегатов № 2 и № 3 загружаем агрегат №1, обладающий наименьшей экономичностью, и тогда ТЭС будет нести нагрузку, равную её установленной мощности (в примере 1125 МВт).

На основании данных таблицы 7.5 по экономичному распределению нагрузки ТЭС между турбоагрегатами строим эксплуатационные характеристики турбинного цеха:

 

b’=f(PТЭС);	(7.2)
PАГР=f(PТЭС);	(7.3)
B=f(PТЭС).	(7.4)

По горизонтальной оси (абсцисс) откладывается суммарная электрическая нагрузка ТЭС с указанием характерных зон ее изменения (из таблицу 7.5), а по осям координат, соответственно, относительные приросты расхода топлива b’, мощность P_АГР и расход топлива В.

Все три графика относительных приростов турбинного цеха (а): режимная карта (б) и расходная характеристика (в) - строятся на одной странице с целью удобства анализа эксплуатационных характеристик турбинного цеха станции. Для выполнения построения графика "а", "б" и "в" используются данные таблицы 7.4.

Учет потерь активной мощности в электрических сетях является существенным фактором, влияющим на оптимальное распределение нагрузки Энергосистемы между электростанциями. С целью упрощения расчетов ниже рассматривается действие этого фактора без учета влияния реактивных мощностей Q_p на распределение активной нагрузки между станциями.

Изменение нагрузки i -ой станции Р при неизменной мощности остальных вызывает изменение нагрузки в какой-либо точке сети, называемой балансирующей точкой. В этих условиях нагрузка балансирующей точки должна быть изменена, т.е. при этом произойдет изменение и потерь в сети на ΔР_сети. Тогда, соответственно, прирост расхода условного топлива на единицу полезно отпущенной мощности также изменится.

Таким образом, учет изменений потерь мощности в электрической сети сводится к умножению относительного прироста расхода топлива нетто на i -ой электростанции на поправку K_С:

КС= ,

(7.5)

где - производная суммарных потерь в сети на каждой ступени нагрузки станции.

При этом 0≤ ≤ 0, поэтому и 0 ≤K_C≤ 0.

Величина применительно к работе определяется, как:

 

= ,

(7.6)

 

где - суммарная мощность ТЭС или i- ой ступени загрузки, МВт;

- суммарные потери активной мощности при передаче i-ой мощности по ЛЭП и в трансформаторах сети, МВт.

Экономическое сечение проводов ЛЭП связи с системой определяются для заданных значений максимальных передаваемых мощностей по формуле:

 

S= ,

(7.7)

где cosφ - коэффициент мощности, находится в диапазоне значений 0,85-0,9;

Рм - передаваемая мощность, МВт;

U - напряжение сети, кВ;

n - число параллельных цепей;

j_ЭК - экономическая плотность тока, j_ЭК =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× ,

(7.8)

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 от ОРУ для каждой ступени нагрузки электростанции находится, как:

 

IP= А,

(7.9)

где P_L - передаваемая мощность по отдельным открытым распределительный устройствам станции, заданного напряжения, МВт.

На каждой ступени нагрузки определение Р_L 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: 20-35% в систему, 80-65% для покрытия нагрузки потребителей, питающихся от данной станции.

3) для каждой ступени нагрузки определить потери в сети по формуле:

 

, (7.10)

 

где - потери мощности в каждой отдельно взятой линии оизвестным сечением и заданной длиной, МВт.

Таблица 7.5 – Распределение нагрузки между турбоагрегатами

Зона суммарной нагрузки ТЭС, МВт	Относительные приросты			Турбоагрегат № 1		Турбоагрегат № 2		Турбоагрегат № 3		Турбоагрегат № 4		Всего по турбинному цеху
	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
1	2		3	4	5	6	7	8	9	10	11	12		13	14
177				4	18	34	91,8	34	91,8	105	210,9	177		412,5	65,5
177-772	1,58		0,25	4	18	34	91,8	34	91,8	700	1150	772		1351,6	214,2
772-872	1,77		0,28	4	18	34	91,8	34	91,8	800	1327	872		1528,6	243,0
872-963	1,88		0,30	4	18	125	260	34	91,8	800	1327	963		1700	270,0
963-1054	1,88		0,30	4	18	125	260	125	260	800	1327	1054		1871	298,0
1054-1120
1120-1125		3,7	0,58	25	76,5	150	312,5	150	312,5	800	1327		1125	2027,9	327,0

4) Определяют суммарные потери активной мощности во всех линиях сети:

,

(7.11)

где I - число ЛЭП в сети (i = 1,...,N).

Потери мощности в трансформаторах определяются по формуле:

 

(7.12)

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:

 

.

(7.13)

В результате поправочный коэффициент, корректирующий относительный прирост топлива, определится, как:

 

.

(7.14)

 

Данные расчетов заносим в таблицу 7.6.

 

Таблица 7.6 - Корректировка относительного прироста топлива

Нагрузка ТЭС ∑PТЭС, МВт	Рабочий ток, IРАБ, КА	Потери активной мощности ΔP,МВт	Доля потерь	Попра­вочный коэффи­циент KС	Относительный прирост топлива т у.т./МВт×ч
					Расчет- ный	Откоррек- тированый
1	2	3	4	5	6	7
177	0,39	3,9	0,022	1,03	0,25	0,26
772	1,6	73,43	0,095	1,14	0,25	0,285
872	1,9	92,4	0,106	1,16	0,28	0,325
963	2,0	100,2	0,104	1,16	0,31	0,356
1125	2,49	159,5.	0,142	1,23	0,58	0,711

 

 

Таблица 7.7 - Экономическая и предельная мощность ЛЭП 35-500 кВ с алюминиевыми и стале-алюминиевыми проводами при Т_м = 3000-5000 ч, cosφ = 0,9, МВт

U, кВ

Сечение провода

25

35

50

70

95

120

150

185

240

300

400

500

35

2.22/ 9.52

3.17/ 11.4

4.44/ 14.4

6.0/ 17.8

7.6/ 20.6

7.6/ 20.6

9.5/ 24

11.8/ 27.6

15.2/ 32.8

19.0/ -

-

-

110

10.0/ 35.5

13.9/ 44.8

18.8/ 55.9

23.8/ 64.2

29.7/ 75.2

36.7/ 86.2

47.5/ 102

59.5/ 117

79.3/ -

-

220

57.9/ 172

80.0/ 205

118/ 236

158/ 280

197 320

330

143/ 330

178/ 382

237/ 470

294/ 518

500

290/ 590

362/700

453/ 750