Расход топлива на пуск-останов агрегатов КЭС, т.у.т

Маневренные характеристики энергоблоков

Режим работы	Значение величины
Технический минимум устойчивой работы (в % от номинальной нагрузки): на газомазутном топливе на твердом топливе с жидким шлакоудалением прочие на твердом топливе Ежесуточный останов: блок 100-200 МВт блок 300 МВт и более	35-40 Не более 50% от общего количества агрегатов КЭС Не рекомендуется

Таблица 7.3

Условия пуска	, тонн условного топлива
К-100	К-150	К-200	К-300
Из холодного состояния После останова: на сутки на 8-10 ч		25-30	30-45	70-80

В холодный резерв выводятся агрегаты ТЭС с наибольшими значениями удельного расхода топлива (топливной составляющей затрат) bуд на выработку 1 кВтч электроэнергии при работе агрегата с номинальной нагрузкой.

b хх * P _ном + β_k * P _ном

bуд.ном = ---------------------------------- = b хх + β_k (7.3.)

P _ном

В _хх

Где b хх - удельный расход холостого хода; b хх = ----------

P _ном

Расчеты прогнозных суточных режимов работы электростанций «покрытие суточного графика нагрузки осуществляется в следующей последовательности:

1. В график нагрузки «вписывается» энергия и мощность ГЭС.

Базисная мощность ГЭС Ргэс.баз. размещается в базисной части суточного графика нагрузки. Энергия для размещения в пиковой и полупиковой зонах графика нагрузки определяется по выражению:

W_{пик =} (Р_{гэс. гар.} * к_нед. - Ргэс.баз) * 24 (7.4)

Мощность, которую возможно использовать в пиковой и полупиковой зонах графика с учетом размещения на ГЭС вращающегося резерва, определяется по выражению:

Ргэс.пик. = Ргэс.расп. - Ргэс.рез. - Ргэс.баз (7.5)

Использование пиковой энергии ГЭС в суточном графике нагрузки осуществляется, исходя из условия максимально возможного использования пиковой мощности ГЭС при одновременном, как показано на рис. 7.2., выравнивании графика загрузки тепловых электростанций

Р_макс

Мощности участия ГЭС

заряд и ГАЭС

ГАЭС

КЭС, ПГУ, конденса-

ционная мощность ТЭЦ,

ГТУ

ТЭЦ при работе по

тепловому графику

АЭС

Ргэс.баз

0 24

Рис.7.2. Режимы работы электростанций в суточном графике нагрузки

Указанное условие вписывания энергии ГЭС в график нагрузки обеспечивает на перспективу либо максимальное снижение необходимой мощности тепловых электростанций, стоимость 1 кВт мощности на которых выше, чем стоимость 1 кВт дополнительной мощности на ГЭС, либо выравнивание в течение дневных часов суток графика нагрузки тепловых электростанций. Такое выравнивание обеспечивает минимизацию расхода топлива на тепловых электростанциях с учетом нелинейности их реальных эксплуатационных энергетических характеристик

Суммарная мощность участия ГЭС в час максимума нагрузки ЭЭС или энергообъединения определяется из выражения:

Ргэс.уч. = Ргэс.пик.уч. + Ргэс.рез. + Ргэс.баз (7.6)

где Ргэс.пик.уч. – мощность участия ГЭС в пиковой и полупиковой зонах графика в час максимума нагрузки. В тех случаях, когда мощность участия ГЭС меньше, чем располагаемая мощность, режим работы ГЭС характеризуется наличием неиспользуемой мощности ГЭС.

2. Вписывание ГАЭС осуществляется в пиковую и полупиковую зоны графика нагрузки аналогично ГЭС, исходя из суточного ресурса энергии при работе в турбинном режиме, равного P_{расп *} h _{сут.турб} . В ночные часы при работе ГАЭС в турбинном режиме нагрузка графика возрастает за счет необходимости дополнительной загрузки агрегатов ТЭС на величину не выше проектной насосной мощности ГАЭС. Необходимый ресурс энергии для обеспечения насосного режима работы ГАЭС (заряда ГАЭС) определяется по выражению (5.2.).

3. В базисной части графика размещается рабочая мощность АЭС. Базисный режим работы АЭС обусловлен экономической эффективностью максимально возможного производства электроэнергии на АЭС по сравнению с выработкой электроэнергии на тепловых электростанциях на органическом топливе, что обусловлено существенными различиями топливной составляющей затрат bуд * s топл. на АЭС и ТЭС.

4. Также в базисной части графика размещается выработка электроэнергии на турбинах ТЭЦ при ее производстве на тепловом потреблении в соответствии рабочей мощностью ТЭЦ. В ночные часы, как показано на рис. 5.6., в связи со снижением загрузки турбин ТЭЦ по теплу электрическая нагрузка турбин уменьшается на 10 – 15% по сравнению с нагрузкой в дневные часы.

5. Часть нагрузок графика, оставшихся после «вписывания» в график ГЭС, ГАЭС, АЭС и ТЭЦ, распределяется по часам суток между агрегатами КЭС, ПГУ, ГТУ и конденсационными «хвостами» ТЭЦ в соответствии с рабочей мощностью электростанций и величинами размещенного на них вращающегося и холодного резерва. Указанное распределение осуществляется по показателям стоимости относительного прироста расходов топлива β_k * s топл. в диапазоне от нагрузки технического минимума нагрузки агрегатов до их номинальной мощности за вычетом размещенного на агрегатах вращающегося резерва.

6. В ночные часы при снижении нагрузок графика ЭЭС может возникать возникает необходимость снижения загрузки агрегатов ТЭС, работающих в дневные часы, до технического минимума нагрузки и останова части агрегатов на ночь.

Если суммарная мощность агрегатов, разгруженных до технического минимума, превышает нагрузку графика в ночные часы, то останов части агрегатов является вынужденным. В данном случае в первую очередь должны останавливаться с агрегаты с наибольшими значениями удельного расхода топлива (удельных затрат на выработку 1 кВтч) при данной нагрузке, определяемого по выражению:

b хх * P _ном + β_k * P _тм b хх

bуд.тм = ---------------------------------- = ------ + β_k (7.7)

P _тм P _тм

В некоторых случаях при наличии в ЭЭС агрегатов ТЭС с существенно различными технико-экономическими характеристиками останов агрегатов на ночь может быть целесообразен по условиям снижения общего расхода топлива на ТЭС (затрат на топливо). При этом на ночь могут останавливаться агрегаты с высокими удельными расходами топлива, а компенсация останавливаемой мощности может осуществляться за счет повышения нагрузки на недогруженных агрегатах с низкими относительными приростами расхода топлива.

Рассмотренные выше методы расчета режимов работы электростанций в суточных графиках нагрузки применимы при одноузловом представлении ЭЭС. В реальных условиях в границах ЭЭС, и тем более в ОЭС, расчеты режимов работы электростанций должны проводиться с учетом ограничений по пропускной способности электрических сетей между отдельными электростанциями и нагрузочными узлами, что может существенно влиять на условия загрузки агрегатов электростанций. Для этих условий расчеты режимов должны осуществляться с использованием специализированных математических моделей.

Наложение на суточные графики энергопотребления энергоузлов графиков нагрузки размещенных в этих энергоузлах электростанций, полученных в результате оптимизации суточного режима ЭЭС (энергообъединения), позволяет определить режимные потоки мощности по сетевым связям между энергоузлами. Данная информация является исходной для выполнения и анализа электрических режимов работы сетей.

На основе прогноза динамики изменения рабочих мощностей электростанций различного типа в течение года с учетом условий и объемов проведения различных видов плановых ремонтов и проведения расчетов режимов работы электростанций в различные характерные сутки может быть осуществлен прогноз годовых показателей режимов работы электростанций (годовые объемы выработки электроэнергии и годовые расходы топлива). В расчетах указанных показателей учитываются количество рабочих и выходных дней для различных сезонов года и показатели сезонной неравномерности изменения нагрузки ЭЭС. Ориентировочно для европейской части ЕЭС количество рабочих и выходных дней в зимний период ориентировочно может приниматься равным 150 и 60 дней, в летний период - 110 и 45 дней.

Дата добавления: 2014-10-31