Производства и города (для зимы)

Построение суточного графика электрической нагрузки промышленного

Потребители	МВт	Соотношение нагрузок по сменам.	3 смена	1 смена	2 смена
0-2	2-4	4-6	6-8	8-10	10-12	12-14	14-16	16-18	18-20	20-24
Промышленность 1. 2. 3.
åРчас^пром
Город 1. 2.
åРчас^гор

По результатам расчета строится график электрической нагрузки. Необходимо построить три графика: для промышленности, коммунально-бытовых нужд и транспорта, совмещенный график электрической нагрузки района.

3.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТИ СТАНЦИИ, ВЫБОР ТИПА И ЕДИНИЧНОЙ

МОЩНОСТИ АГРЕГАТОВ

Зимний максимум электрической нагрузки определяется по данным расчетной табл.9 .

Летний максимум электрической нагрузки при выполнении курсовой работы можно принять 75% от зимнего максимума: P_max^лето=0,75Р_max^зима кВт.

При определении мощности станции следует учитывать, что зимой станция отдает в районную энергосистему определенный процент мощности от максимума нагрузки района. Отдача или получение электроэнергии из районной энергосистемы (или в районную энергосистему) происходит равномерно в течение суток (см. данные табл.7).

При определении мощности станции следует учитывать величину потерь энергии в высоковольтных сетях и подстанциях, распределительных сетях (8-11%), расход энергии на собственные нужды станции (5-7%).

Таким образом, максимальная электрическая нагрузка станции с учетом потерь в сетях, собственных нужд и связи с районной энергосистемой определяется по формуле:

, тыс. кВт. (4.8)

, тыс. кВт. (4.9)

где DР_сист^зима % и DР_сист^лето % - соответственно величина отдачи в энергосистему или получения мощности из энергосистемы в % от зимнего и летнего максимума нагрузки района (см. данные табл.7). Исходя из максимальной зимней электрической нагрузки станции, а также на основании заданной в курсовой работе (табл. ПЗ) тепловой нагрузки, производится выбор единичной мощности, количества и типа турбоагрегатов станции. Характеристика котлов и турбин приведена в таблице П-2.

При выборе количества, мощности и типов турбоагрегатов следует руководствоваться следующими положениями:

В задании указан часовой максимум отопительной нагрузки, который должен быть покрыт из отборов. Поэтому выбор пиковых котлов в работе не производится.

Турбины следует подбирать по возможности однотипные. Недостающую электрическую мощность следует обеспечивать за счет установки из ТЭЦ дополнительных конденсационных агрегатов. В первую очередь следует предусмотреть установку турбин типа ПТ-60. Если мощности их отопительных отборов недостаточно, то предусматривается установка турбин Т-100 или Т-50.

Максимумы технологической и отопительной нагрузок должны покрываться из отборов не менее чем на 90%. Однако, если технологические отборы недогружены, а отопительные перегружены, то, возможно, предусмотреть дополнительный отпуск тепла из технологических отборов на отопление.

Турбины следует подбирать одинаковых начальных параметров пара.

Считается, что избыточная мощность отдается в систему, а небольшой недостаток (не более 5% от N_y) может быть покрыт из нее. Для турбин К-100 принимается 1 котел на турбину, а для турбин ПТ-60 и Т-50 - два котла.

При выборе состава оборудования необходимо учитывать, что для обеспечения производственной тепловой нагрузки, покрываемой паром, необходимо предусмотреть резерв для проведения ремонтов турбин.

Поэтому количество турбин ПТ-60 должно быть равно (n_раб+1). При этом резервная турбина может быть загружена по отопительной нагрузке, и выдавать электрическую мощность и в периоды, когда нет ремонтов турбин типа ПТ.

3.3. РАСЧЕТ ГОДОВОЙ ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И ОТПУСКА ТЕПЛА

Суточная выработка электрической энергии определяется исходя из заданного диспетчерского графика нагрузки станции (см. данные табл.5).

Тогда суточная выработка электроэнергии в зимние и летние дни соответственно составит:

кВт (4.10)

кВт (4.11)

Коэффициент использования установленной мощности за сутки составит:

, (4.12 – 4.13)

Необходимая годовая выработка электроэнергии ТЭЦ по временам года определяется по формуле:

Э_год = 24 d_зима N_у М_зима + 24 d_лето N_у М_лето кВтч/год (4.14)

где М_лето - количество дней в апреле - сентябре,

М_зима - количество дней в октябре - марте.

Число часов использования установленной мощности ТЭЦ определяется по формуле:

, час/год (4.15)

где N_y - установленная мощность станции, кВт.

Годовой расход пара на технологические нужды составит:

Д_год^тех = Д_max^тех × h_max^тех т/год (4.16)

То же на отопление:

Д_год^от = Д_max^от × h_max^от т/год (4.17)

Годовой отпуск тепла:

Q_год = Д_год^тех × Di + Д_год^от × Di Гкал/год (4.18)

Для отопительной и технологической нагрузки Di соответственно можно принять равным 0,55 и 0,6 Гкал/т пара.

3.4. ВЫБОР ТОПЛИВНОЙ БАЗЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Выбор топливной базы проектируемой станции в курсовой работе производится на основании экономического сравнения двух (определенных в задании) возможных вариантов топливоснабжения (см. данные табл.4).

При экономическом сравнении вариантов топливоснабжения рекомендуется исходить из следующих соображений:

энергетический процесс превращения химической энергии топлива в тепловую энергию пара, производимого и котельной электростанции (с дальнейшим превращением последней в механическую энергию турбины и в электрическую энергию генератора), складывается из следующих стадий:

а) добыча топлива,

б) транспорт топлива от места добычи до места сжигания (котлы электростанции),

в) сжигание топлива в топках котлов электростанции;

для каждой из перечисленных стадий необходимо рассчитать капитальные затраты на единицу измерителя данного процесса и себестоимость этой единицы. Такими измерителями и их единицами являются:

для добычи топлива - 1т добываемого натурального топлива,

для транспорта топлива - 1т перевозимого натурального топлива,

для сжигания топлива - 1т сжигаемого натурального топлива.

Измерителем, характеризующим весь рассматриваемый процесс в целом, является продукция котельной установки электростанции, выражаемая в Гигакалориях тепла (или тоннах пара). Просуммировав экономические показатели рассмотренных выше 3-х процессов (добыча; транспорт и сжигание топлива с учетом потерь при перевозке, перевалах, складировании и пр.). Относя этот суммарный показатель к единице конечного измерителя (1 Гкал тепла, произведенного котельной установкой), получим итоговые показатели процесса в целом (себестоимость и капитальные затраты на 1 Гигакалорию тепла в год производимого котельной установкой электростанции):

, руб./Гкал (4.19)

, руб./Гкал (4.20)

где К_Т и S_Т - соответственно капитальные затраты и себестоимость;

α_пот - потери топлива при перевозке, перевалах, складировании, выраженные в долях единицы; принимаются для твердого и жидкого топлива в зависимости от расстояния;

Q_р^н - теплотворная способность топлива в ккал/кг;

h^бр - к.п.д. котельной установки (брутто).

Все исходные данные для этих расчетов приведены в табл. 4,6 Вопрос об экономически наивыгоднейшем варианте топливоснабжения электростанции решается сопоставлением суммарных экономических показателей К₁;К₂; S₁; S₂.

При этом могут иметь место два случая:

оба экономических показателя одного из вариантов лучше (меньше) показателей другого;

при одном соотношении показателей себестоимости 1 Гкал имеет место обратное соотношение показателей удельных капиталовложений:

S₁ ^>_< S₂

Во втором случае для решения вопроса следует определить срок окупаемости дополнительных капиталовложений по варианту с минимальной себестоимостью, 1 Гкал за счет ежегодной экономии в издержках производства:

или (4.21)

Если найденная величина срока окупаемости не превышает 8 лет, то вариант с минимальной себестоимостью следует считать экономически наивыгоднейшим.

Условием выбора оптимального варианта топливоснабжения являются также приведенные затраты:

З_т = S_т + Е_н К_т руб/год (4.22)

Для выбора топливной базы расчет следует вести по форме приведенной в табл. 10.

Таблица 10

Дата добавления: 2015-05-08