Задача 5. Определение оптимального распределения электрической нагрузки электростанции между

Определение оптимального распределения электрической нагрузки электростанции между параллельно работающими турбоагрегатами и построение эксплуатационных характеристик турбинного цеха.

На электростанции установлены и параллельно работают три турбоагрегата со следующими характеристиками:

Турбоагрегат 1:

Гкал/ч

МВт, МВт, МВт

Турбоагрегат 2:

Гкал/ч

МВт, МВт

Турбоагрегат 3:

Гкал/ч

МВт, МВт

Для распределения суммарной нагрузки воспользуемся методом относительных приростов.

Распределение нагрузки производим в табл. 2.5.

Таблица 2.5.

Распределение нагрузки ТЭС между параллельно работающими турбоагрегатами.

№ п/п	Суммарная нагрузка , МВт	Относительный прирост. , Гкал/МВт·ч	т/а 1	т/а 2	т/а 3	Суммарный расход тепла , Гкал/ч
, МВт	, Гкал/ч	, МВт	, Гкал/ч	, МВт	, Гкал/ч
		-				9,4		5,3	32,7
	7÷23	2,5				9,4		5,3	72,7
	23÷31	2,7						5,3	94,3
	31÷36	3,3						21,8	110,8
	36÷41	3,7	20+5	76,5				21,8	129,3

Порядок заполнения таблицы.

Прежде всего, в строку № 1 вписываются минимальные нагрузки турбоагрегатов (т.е. величина технического минимума каждого). Для значения турбоагрегатов по их характеристикам определяются часовые расходы тепла.

Так, минимальная нагрузка турбоагрегата 1 МВт, турбоагрегата 2 МВт, а турбоагрегата 3 МВт. Подставляя значения в характеристики соответствующих турбоагрегатов, получим:

Гкал/ч

Гкал/ч

Гкал/ч

Гкал/ч

Записываем полученные данные в строку № 1.

Повышение нагрузки турбоагрегатов сверх минимальной должно производиться в первую очередь путем загрузки турбоагрегата 1 в пределах экономической зоны его характеристики, т.е. до 20 МВт, так как турбоагрегат 1 в этой зоне имеет наименьший относительный прирост Гкал/МВт·ч.

Гкал/ч.

Нагрузка и часовые расходы тепла остальных турбоагрегатов (2 и 3) при этом остаются неизменными.

Тогда , Гкал/ч

Данные записываем в строку № 2.

Дальнейшее увеличение нагрузки электростанции должно производиться в порядке возрастания относительных приростов:

а) за счет турбоагрегата 2 при Гкал/МВт·ч;

б) за счет турбоагрегата 3 при Гкал/МВт·ч;

в) за счет догрузки турбоагрегата 1 в зоне перегрузки (т.е. за точкой экономической нагрузки) при Гкал/МВт·ч.

Суммарная нагрузка электростанции возрастает с 23 до 31 МВт.

Турбоагрегат 1 остается с прежней нагрузкой 20 МВт ( Гкал/ч), а турбоагрегат 2 грузим до МВт, так как его относительный прирост , Гкал/МВт·ч, т.е. наименьший из имеющихся.

Гкал/ч

Гкал/ч

Гкал/ч.

Все данные записываем в строку № 3.

Суммарная нагрузка электростанции возрастает с 31 до 36 МВт.

Сравниваем два возможных варианта загрузки турбоагрегатов: турбоагрегат 1 в зоне перегрузки и турбоагрегат 3 в пределах его номинальной нагрузки. Из характеристик видно, что Гкал/МВт·ч, а Гкал/МВт·ч. Следовательно, турбоагрегат 3 имеет относительный прирост меньше, поэтому догружаем его до МВт.

Турбоагрегат 1 – 20 МВт, Гкал/ч

Турбоагрегат 2 – 10 МВт, Гкал/ч

Турбоагрегат 3 – 6 МВт, Гкал/ч.

Записываем данные в строку № 4.

Рис. 2.11. Характеристики турбинного цеха ТЭС.

Дальнейшее увеличение нагрузки электростанции с 36 до 41 МВт должно произойти за счет перегрузочной зоны турбоагрегата 1 с относительным приростом Гкал/МВт·ч.

Гкал/ч.

По результатам оптимального распределения нагрузки ТЭС между ее турбоагрегатами (табл. 2.5) строим эксплуатационные характеристики турбинного цеха (рис. 2.11):

а) характеристику относительных приростов расхода топлива турбинного цеха ТЭС:

б) режимную характеристику турбоагрегатов:

в) характеристику расхода топлива на ТЭС:

Дата добавления: 2015-07-20