![]() |
Главная Случайная страница Контакты | Мы поможем в написании вашей работы! | |
|
С целью покрытия графиков электрической нагрузки потребителей принимаем в энергообьединении (ЭО) три типа электростанций. Покрытие пиковой нагрузки осуществляется ГЭС, число часов их работы лежит в пределах 2500-3000 часов в год. Мощность ТЭЦ принимают в соответствии с уровнем промышленной нагрузки. Для случая, когда величина промышленной нагрузки менее 40%, мощность ТЭЦ составляет 20-25% общей мощности ЭО, а в случае, если нагрузка превышает 50%, мощность ТЭЦ принять 25-35%. Остальная часть требуемой мощности покрывается КЭС.
Мощность с учетом резерва и расхода на собственные нужды:
Тип станции | СН, в % | Общая N | С учетом СН | С резервом (15 от N) |
ГЭС | 92,05 | 93,89 | 107,98 | |
ТЭЦ | 701,33 | 757,44 | ||
КЭС | 1544,39 | 1606,17 | ||
Распологаемая мощность ЭО | 2337,78 | 2471,58 |
При определении суммарной мощности станции необходимо учесть расход электроэнергии на собственные нужды электростанций. Для ТЭЦ расход на СН принять 5-10% от Nуст. станции; для КЭС – 3-5%; для ГЭС – 1-2%.
Структуру и состав основного оборудования электростанций принимать из следующих требований норм технологического проектирования станций:
а) выдачу мощности станциями осуществлять не менее чем от двух открытых распределительных устройств (ОРУ) различного класса напряжения.
б) распределение нагрузки между ОРУ принять:
1) 60-65% от установленной мощности электростанции (Nyст.) – для покрытия нагрузки потребителей РЭК (класс напряжения – до 110 кВ);
2) 35-40% – передача электроэнергии в направлении связи с энергосистемой (в НЭС) через второе ОРУ на напряжении 220 кВ и выше.
В этом разделе следует привести теоретические принципы экономического распределения электрической нагрузки между электростанциями энергосистемы с учетом энергоэкономических характеристик различных типов электростанций. В основе принять, что в отдельных интервалах времени совмещенного суточного графика нагрузки энергосистемы предпочтение отдается той или иной электростанции на основе критерия минимума расхода топлива на единицу выработки электроэнергии.
Таблица 5 - Состав и мощность оборудования электростанций
Электростанции и блоки | Устанавлеваемая мощность |
ГЭС | |
ГЭС №1 | |
блоки 1-2 | 2x14 |
блоки 3 | 1x36 |
ГЭС №2 | |
блоки 1-2 | 2x7 |
блоки 3 | 1x16 |
Суммарная N ГЭС | 94,00 |
Суммарная N ГЭС за вычетом резерва | 79,90 |
ТЭЦ | |
ТЭЦ №1 | |
блоки 1-2 | 2x84 |
блоки 3 | 1x212 |
ТЭЦ №2 | |
блоки 1-2 | 2x70 |
блоки 3 | 1x180 |
ТЭЦ №3 | |
блоки 1-2 | 2x13 |
блоки 3 | 1x34 |
Суммарная N ТЭЦ | |
КЭС | |
КЭС № 1 | |
блоки 1,2,3 | 3x160 |
блоки 4,5 | 2x307 |
КЭС № 2 | |
блоки 1,2 | 2x114 |
блоки 3,4,5 | 3x96 |
Сумарная N КЭС |
При проектировании энергосистем аварийный резерв мощности размещается на ГЭС или крупных маневренных КЭС и ГТЭС. В данной работе резерв мощности размещаем на ГЭС.
Установленная мощность ЭО определяется по формуле:
Nу = рез ,
где Nрез – суммарный энергетический резерв мощности, сконцентрированный на ГЭС ЭО, МВт.
В расчёте, в целях упрощения, принимаем величину резерва мощности равной 15% суммарной мощности ГЭС. Суммарный энергетический резерв мощности ЭО составит:
Nрез = 0,15 ∙ Nрасп.ГЭС .
Резервная мощность не участвует в покрытии общего графика нагрузок, но используется в покрытии пиковой нагрузки, так как вероятность выхода из строя основного генерирующего оборудования в часы пика мала и поэтому не учитывается в расчётах. Это необходимо учитывать в дальнейшем. Тогда суммарная мощность ГЭС составит:
NГЭС = 1,15 Nрасп.
3 Расчётно-графическая работа №2. Долевое участие ЭС, отпускные цены и тарифы
Долевое участие электростанций в покрытии графика нагрузок и построение суточных рабочих графиков ЭПО. Определение отпускных цен и прогнозных тарифов на услуги по передаче и распределению электроэнергию в НЭС и РЭК
На основании выбранного энергопроизводящего оборудования электростанций необходимо рассчитать долевое участие D каждой электростанции в покрытии суточного графика нагрузок для зимнего максимума и летнего минимума.
DГЭС = ∑NГЭС ∙ d - NСН,
где ∑ NГЭС – суммарная мощность ГЭС ЭО;
d – доля данной ГЭС в сумме мощностей ГЭС ЭО. d = NГЭС / ∑ NГЭС.
NСН – мощность, расходуемая на собственные нужды электростанции.
Для ТЭЦ и КЭС собственные нужды в рабочем графике не учитываем.
При расчётах нужно учитывать, что полная мощность ГЭС используется в период пиковой нагрузки, в остальное время ГЭС выдаёт электроэнергию, вырабатываемую при обязательном техническом пропуске воды из водохранилищ – 10% от NГЭС.
DТЭЦ = ∑NТЭЦ ∙ d - NСН,
где ∑ NТЭЦ – суммарная мощность ТЭЦ ЭО;
d – доля данной ТЭЦ в сумме мощностей ТЭЦ ЭО.
NСН – мощность, расходуемая на собственные нужды электростанции.
DКЭС = (Nнаг - ∑ DГЭС - ∑ DТЭЦ) ∙ d,
где Nнаг – мощность нагрузки в данный момент времени;
d – доля данной КЭС в сумме мощностей КЭС ЭО.
NСН – мощность, расходуемая на собственные нужды электростанции в текущий момент времени.
Суммарная мощность, выдаваемая всеми станциями, должна соответствовать мощности нагрузки для рассчитываемого периода времени. Таким образом, рассчитанная мощность соответствует мощности, выдаваемой с шин электростанций в сети РЭКов и НЭСа по суточному графику нагрузок.
Результаты расчёта суточных рабочих графиков свести в таблицу 6.
Таблица6 - Суточные рабочие графики электростанций
Рисунок 6 - Суммарный зимний суточный рабочий график с отражением долевого участия каждого типа электростанций.
Дата публикования: 2014-11-29; Прочитано: 825 | Нарушение авторского права страницы | Мы поможем в написании вашей работы!