13.2. Распределение нагрузки между агрегатами электростанции. График распределения нагрузкиГрафики электрических нагрузок потребителейОбщие положенияЭлектрическая нагрузка отдельных потребителей, а следовательно, и суммарная их нагрузка, определяющая режим работы электростанций в энергосистеме, непрерывно меняется. Принято отражать этот факт графиком нагрузки, т.е. диаграммой изменения мощности (тока) электроустановки во времени. По виду фиксируемого параметра различают графики активной Р, реактивной Q, полной (кажущейся) S мощностей и тока I электроустановки. Как правило, графики отражают изменение нагрузки за определенный период времени. По этому признаку их подразделяют на суточные (24 ч), сезонные, годовые и т.п. По месту изучения или элементу энергосистемы, к которому они относятся, графики можно разделить на следующие группы:
Графики нагрузки используют для анализа работы электроустановок, для проектирования системы электроснабжения, для составления прогнозов электропотребления, планирования ремонтов оборудования, а также в процессе эксплуатации для ведения нормального режима работы. Суточные графики нагрузки потребителейФактический график нагрузки может быть получен с помощью регистрирующих приборов, которые фиксируют изменения соответствующего параметра во времени. Перспективный график нагрузки потребителей определяется в процессе проектирования. Для его построения надо располагать прежде всего сведениями об установленной мощности электроприемников, под которой понимают их суммарную номинальную мощность. Для активной нагрузки
Присоединенная мощность на шинах подстанции потребителей
Где В практике эксплуатации обычно действительная нагрузка потребителей меньше суммарной установленной мощности. Это обстоятельство учитывается коэффициентами одновременности kо и загрузки kз. Тогда выражение для максимальной нагрузки потребителя будет иметь вид:
где kспр - коэффициент спроса для рассматриваемой группы потребителей. Коэффициенты спроса определяются на основании опыта эксплуатации однотипных потребителей и приводятся в справочной литературе. Средние значения коэффициентов спроса для некоторых промышленных потребителей приведены в табл.1. Таблица 1 Коэффициент спроса kспр
Найденное по (3) значение максимальной нагрузки является наибольшим в году и соответствует обычно периоду зимнего максимума нагрузки. Кроме Рmax, для построения графика необходимо знать характер изменения нагрузки потребителя во времени, который при проектировании обычно определяется по типовым графикам. Типовой график нагрузки строится по результатам исследования аналогичных действующих потребителей и приводится в справочной литературе в виде, показанном на рис.1,а.
Рис.1. Суточные графики активной нагрузки потребителя а - типовой б - в именованных единицах Для удобства расчетов график выполняется ступенчатым. Наибольшая возможная за сутки нагрузка принимается за 100%, а остальные ступени графика показывают относительное значение нагрузки для данного времени суток. При известном Рmax можно перевести типовой график в график нагрузки данного потребителя, используя соотношение для каждой ступени графика:
где n% - ордината соответствующей ступени типового графика, %. На рис.1,б показан график потребителя электроэнергии, полученный из типового (рис.1,а) при Рmax = 20 МВт. Обычно для каждого потребителя дается несколько суточных графиков, которые характеризуют его работу в разное время года и в разные дни недели. Это - типовые графики зимних и летних суток для рабочих дней, график выходного дня и т.д. Основным является обычно зимний суточный график рабочего дня. Его максимальная нагрузка Рmax принимается за 100%, и ординаты всех остальных графиков задаются в процентах именно этого значения (рис.2).
Рис.2. Пример типового графика конкретного вида производства (черная металлургия) 1 - график рабочего дня 2 - график выходного дня Кроме графиков активной нагрузки, используют графики реактивной нагрузки. Типовые графики реактивного потребления также имеют ординаты ступеней, %, абсолютного максимума:
где tgφmax определяется по значению cosφmax , которое должно быть задано как исходный параметр для данного потребителя. Суточный график полной мощности можно получить, используя известные графики активной и реактивной нагрузок. Значения мощности по ступеням графика (рис.3) определяются по выражениям
где Рn и Qn - активная и реактивная нагрузки данной ступени в именованных единицах.
Рис.3. Суточные графики активной, реактивной и полной мощности потребителя Суточные графики районных подстанцийЭти графики определяются с учетом потерь активной и реактивной мощностей в линиях и трансформаторах при распределении электроэнергии. Потери мощности от протекания тока в проводах линий и в обмотках трансформаторов являются переменными величинами, зависящими от нагрузки. Постоянную часть потерь мощности в сети определяют в основном потери холостого хода трансформаторов. Постоянные потери распределения где Si - нагрузка i-го элемента сети, соответствующая рассматриваемой n-й ступени суммарного графика нагрузки; Si,max - нагрузка элемента (линии, трансформатора), при которой определены Способ построения графика активной нагрузки для конкретной сети показан на рис.4.
Рис.4. К построению графика активной нагрузки электрической сети (на шинах районной подстанции) а - схема сети, б - графики нагрузки отдельных потребителей, в - суммарный график нагрузки Суточные графики нагрузки электростанцийСуммируя графики нагрузки потребителей и потери распределения в электрических сетях в целом по энергосистеме, получают результирующий график нагрузки электростанций энергосистемы
Рис.5. Графики активной нагрузки энергосистемы График нагрузки генераторов энергосистемы получают из графика мощности, отпускаемой с шин, учитывая дополнительно расход электроэнергии на собственные нужды (рис.5). При значительных колебаниях нагрузки электростанций необходимо учитывать переменный характер потребления собственных нужд. где Рi - мощность, отдаваемая с шин станции; Руст - установленная мощность генераторов; Рc.н.max - максимальный расход на собственные нужды; коэффициенты 0,4 и 0,6 приближенно характеризуют соответствующую долю постоянной и переменной части расхода на собственные нужды Рс.н.max. Нагрузка между отдельными электростанциями распределяется таким образом, чтобы обеспечить максимальною экономичность работы в целом по энергосистеме. Исходя из этих соображений, диспетчерская служба энергосистемы задает электростанциям суточные графики нагрузки. При проектировании электрической части электростанции необходимо знать график нагрузки трансформаторов и автотрансформаторов связи с энергосистемой. Способ построения такого графика для трансформаторов связи ТЭЦ с энергосистемой показан на рис.6.
Рис. 6. Графики активной нагрузки для ТЭЦ, работающей в энергосистеме а - поясняющая схема 6 - графики выработки и потребления мощности на генераторном напряжении в - график нагрузки трансформаторов связи Требуемый график Рт получают, вычитая из графика нагрузки генераторов Рг график потребления местной нагрузки и расход электроэнергии на собственные нужды Рс.н.
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
(1)
- соответственно средние КПД электроустановок потребителей и местной сети при номинальной нагрузке.
(3)
(4)
(5)
(6)
и переменные потери 
для максимального режима в i-м элементе сети (линии, трансформаторе) находят с использованием методов, известных из курса «Электрические сети». Суммарные потери для любой ступени графика нагрузки подстанции могут быть найдены из выражений
(11)
(12)
(13)
(14)
| Почасовые максимумы нагрузок, кВт | Число часов работы с нагрузкой в сутки сезона, ч | Число часов работы с нагрузкой за год, ч | |
| зима | лето | ||
| 400 и более | 1 | — | 213 |
| 350 и более | 4 | — | 840 |
| 300 и более | 7 | 1 | 1625 |
| 250 и более | 10 | 2 | 2410 |
| 200 и более | 18 | 7 | 4865 |
| 150 и более | 19 | 18 | 6780 |
| 100 и более | 24 | 20 | 8140 |
| 50 и более | 24 | 24 | 8760 |
Построенный годовой график по продолжительности еще называют упорядоченным графиком, т.к. он построен по порядку убывающих ординат. Ступенчатый график с ломаной линией изменяющейся нагрузки можно заменить графиком с плавно изменяющейся кривой, но при этом площадь, ограниченная ломаной или плавной кривой и осями координат, должна оставаться постоянной.
www.eti.su
Графики электрических нгрузок энергосистемы | Энергетика
Условия работы энергетической системы и входящих в ее состав электростанций определяются режимом электро- и теплопотребления обслуживаемого ими района. Они характеризуются соответствующими графиками нагрузок — суточными, недельными, годовыми. Основной график нагрузки – суточный. Электропотребление в течение суток резко меняется в относительно короткие промежутки времени, измеряемые часами и даже минутами, поэтому покрытие этого графика — наиболее сложная задача. Несколько проще покрытие недельной неравномерности, где основная трудность связана с неизбежным массовым остановом агрегатов в субботние и воскресные дни. Наименее сложна задача покрытия годовой неравномерности электро- и теплопотребления.Суточный график отчетливо подразделяется на постоянную и переменную части: первая отвечает минимальной нагрузке; вторая представляет собойвсю площадь графика, расположенную выше минимальной нагрузки. Чем меньше переменная часть, тем больше плотность графика р. Это понятие, иногда заменяемое термином «коэффициент заполнения графика», характеризует отношение средней планиметрической нагрузки к максимальному ее значению для данного графика. Различают суточную Рсут и недельную Рнед плотности графика.Плотности суточных графиков электропотреблення зависят от ряда обстоятельств и различны для разных районов страны. Наибольшая неравномерность электрических нагрузок характерна для европейской части СССР, так как в силу недостатка энергетических ресурсов в этом районе располагают неэнергоемкие предприятия, но наряду с этим высокая плотность населения приводит к большой доле коммунально-бытовой нагрузки, для которой характерна наибольшая неравномерность в течение суток. Это отчетливо видно из рис. 1.1,
на котором для Центра европейской части СССР приведены нагрузки в процентах от максимальной зимней. Наименьшие величины коммунально-бытовой нагрузки характерны для периода от 23 до 4 ч (около 30% от максимума). В пределах суток кроме вечернего максимума (в 18 ч) имеется еще один — утренний (в 8 ч), однако существенно меньший. Коммунально-бытовая нагрузка зависит и от времени года. Летом отличие утреннего пика нагрузки от вечернего меньше, чем зимой, а время, характерное для вечернего максимума, смещается на более позднее.Суточный график промышленной нагрузки строят отдельно от коммунально-бытовой. Он мало различается по временам года —летом наблюдается лишьнебольшое снижение нагрузки, связанное с ремонтом оборудования. В течение суток изменение промышленной нагрузки тоже менее значительнофис. 1.2).
График построен для 41-часовой рабочей недели в условиях восьмичасового рабочего и двух выходных дней. При этом характерно резкоеизменение нагрузки в субботние (до 40%) и особенно в воскресные дни (до 20%). Характерно также некоторое снижение промышленной нагрузкив 12 и 16 ч, связанное с обеденными перерывами для первой и второй смен работы. На основе графиков коммунально-бытовой и промышленной нагрузок строятсовмещенные графики по месяцам года. Совместное рассмотрение графиков рис. 1.1 и 1.2 показывает, что наибольшая нагрузка отвечает 18 ч вечера ипо величине определяется зимними условиями. Для построения суточного графика электрической станции или электрической системы района необходимо также учесть потребление энергии электрифицированным транспортом, потери электроэнергии в системе и расход на собственные нужды, что не меняет характера зависимости и лишь увеличивает величину максимума. Наиболее полный суммарный суточный график электрической нагрузки представлен на рис. 1.3.Кроме всех видов потребления электроэнергии на этом графике нанесены также предварительно оцененные в зависимости от общей необходимой мощности потери электроэнергии, связанные с передачей ее от электростанции до потребителей, а также расходы электроэнергии на собственные нужды. Такой график, составленный для зимнего времени, определяет необходимую мощность станции для обеспечения всех потребителей электроэнергии, если станция работает изолированно. Если же электростанции работают в системе, то суточный график электрической нагрузки должен строиться для всего района,обслуживаемого этой системой, а нагрузка каждой отдельной станции зависит от распределения необходимой мощности между станциями, входящими в систему.Переменность электрической нагрузки во времени заставляет выбирать мощность станции (или системы) по максимуму нагрузки в зимнее время. Этоозначает, что остальное время оборудование используется не полностью. Наиболее благоприятным был бы ( график электрической нагрузки, мало из-меняющийся в течение суток. Из рис. 1.3 видно, что это относится к предприятиям, работающим в три смены. Предприятия, работающие в две смены и в еще большей мере односменные, вносят значительные изменения в величину нагрузки в течение суток. Неравномерность электрической нагрузки усугубляется характеристикой коммунально-бытового потребления электроэнергии. Поэтому плотность графика как для единичной станции,так и для системы тем больше, чем больше доля промышленной нагрузки. Переход предприятий на пятидневную рабочую неделю привел к большемууплотнению графиков электрической нагрузки в рабочие дни (увеличение продолжительности рабочего времени) с резким снижением электрическойнагрузки в субботу, воскресенье и праздничные дни, что может потребовать останова ряда даже крупных энергетических агрегатов. С другой стороны,это позволяет энергетическим системам проводить в эти два дня профилактические ремонты оборудования и тем самым повышать надежность егоработы. Объединение электростанций в систему позволяет увеличивать плотность графика для отдельных станций. Дня правильного распределения нагрузкимежду отдельными станциями, входящими в энергетическую систему, для соответствующего района строят суточные графики электрической нагрузки для всех времен года. На основании этих данных создают графики суточных максимальных нагрузок и годовой график продолжительности электрических нагрузок (рис. 1.4).
Этот график характеризует число часов в году, в течение которых нагрузка энергосистемы равна некоторой величинеДля построения графиков электрической нагрузки по продолжительности ломаная линия суточного изменения нагрузок заменяется ступенчатой.Площадь, очерчиваемая кривой Wт f(т), соотвегствует годовому потреблению электроэнергии в системе Эгод (кВт-ч). Отношение тМаксЭгод/ Wэ.макс,называют числом часов использования максимума электрическойнагрузки в энергосистеме или районе.
foraenergy.ru
Графики нагрузок и экономические показатели электростанций
Любого потребителя электрической энергии, или их группу, можно охарактеризовать графиком нагрузки – количеством потребленной электроэнергии за единицу времени. Эта величина не является постоянной и, соответственно, с изменением нагрузки потребителя меняется и количество вырабатываемой электростанцией электроэнергии.
Изменение нагрузки электрических станций колеблется как по часам (в течении суток), ток и по дням (в течении года). Данные изменения изображают графически. Колебания электрической нагрузки будет зависеть от назначения электростанции и целей, для которых отпускается электроэнергия.
Ниже показан график работы электрической станции с преобладающей осветительной нагрузкой:
Из графика видно, что максимальный пик приходится на промежуток между 17-00 и 22-00 для зимнего периода (кривая а), и между 21-00 и 01-00 летом (кривая б). в летнее время пик потребления электрической энергии наступает значительно позднее, он значительно короче по времени и меньше по количеству потребленной электрической энергии.
Станции, которые обслуживают осветительную нагрузку встречаются крайне редко. Они помимо осветительной нагрузки обслуживают еще промышленное оборудование, а также оборудование коммунальных нужд, городского электротранспорта и железных дорог. При этом график нагрузок резко изменяется. В дневное время количество потребляемой электрической энергии резко возрастет, и кроме вечернего, возникнет еще и дневной максимум.
Ниже показаны характерные суточные графики активной нагрузки (в процентном соотношении) промышленного и культурного центра для зимнего и летнего периода:
Проанализировав летний и зимний график можно построить годовой график, или как его еще называют – график по продолжительности. Для построения годового графика необходимо определить количество дней работы в году по летнему и зимнему графику.
Определив общую суточную длительность какой-то нагрузки, к примеру, максимальной, и умножив это число часов на количество дней работы по данному суточному графику (зимнему, например), находим продолжительность этой нагрузки за рассматриваемую часть года. Повторяя такие действия для каждого следующего значения нагрузки можно построить график годовой. Площадь годового графика (при выраженных осях ординат в киловаттах) будет выражать годовое количество отпущенной электростанцией электрической энергии в киловатт-часах.
Годовые графики могут строить как для электростанций, так и для потребителей. Имея значения суточные зимних и летних потреблений электрической энергии подбирают наиболее оптимальное количество генераторов, которые будут установлены на электростанции, при этом стремятся подобрать генераторы таким образом, что бы их мощность была одинакова. Эти же значения используют и при решении вопроса о мощности и количестве работающих агрегатов в различное время суток. Годовые графики необходимы для определения потребности в топливе, а также для решения вопроса о распределении нагрузки между параллельно работающими электростанциями и решения других задач.
Ниже показан годовой график электростанции промышленного и культурного центра, с выраженной нагрузкой в процентах:
На основе построенных суточных и годовых диаграмм можно определить некоторые коэффициент, которые характеризуют работу электрической станции, ее экономичность, а также правильность выбора ее агрегатов.
- Среднесуточная или среднегодовая нагрузка:
Где Эа выработанная электроэнергия за определенное количество Т часов работы электростанции.
2. Число часов использования максимума:
Где Рmax нагрузка максимальная за рассматриваемый период времени.
Наиболее часто определяют годовое число часов использования максимума. Данная величина для электростанций районного значения находится в пределах 5000-7000 часов, для заводских ТЭЦ примерно 2500-5000 часов, а небольшие электростанции малых городов 2500-3000 часов. Чем больше Тmax – тем лучше используется оборудование электростанции.
3. Коэффициент нагрузки электростанции:
Данный коэффициент характеризует экономичность работы электростанции. Он показывает какую долю составляет электрическая энергия выработанная на электростанции от той, которая могла бы быть выработана при максимальной загрузке станции. Чем выше будет Кн, тем меньше себестоимость 1 кВт*ч электроэнергии.
Для электростанций районного значения Кн обычно составляет 0,7 – 0,8; для заводских 0,4 – 0,55; для электростанций небольших городов порядка 0,3 – 0,4.
4. Коэффициент резерва:
Где Руст – мощность установленная агрегатов электрической станции.
Коэффициент резерва всегда больше единицы и его значение всегда напрямую зависит от назначения и важности электростанции.
При эксплуатации могут иметь место кратковременные, но довольно значительные повышения потребление электрической энергии, вызванное совпадением максимального потребления электрической энергии со стороны потребителей (пиковые нагрузки).
Для того что бы снизить эти пики и, соответственно, снизить количество генераторов на станции применяют следующие методы регулирования графика нагрузок:
- Сдвиг времени начала и конца работы потребителей у которых максимальные нагрузки совпадают по времени;
- Планирование работы цехов и заводов, а в некоторых случаях даже работу отдельных крупных технологических агрегатов;
- Применение тарифов, поощряющих работу потребителей в часы наименьшей загрузки электрической станции;
При резком росте потребляемой электроэнергии, например в случае аварии, отключение одной или нескольких машин на станции, регулирование графика потребления электроэнергии регулируется автоматически, путем отключения менее ответственных потребителей.
Естественное регулирование потребляемой электроэнергии легко достигается в крупных энергосистемах, которые могут охватывать большие районы и огромное количество потребителей, что позволит переводить нагрузку с одной электростанции на другую, которая менее загружена.
Экономические показатели электростанций
Для выявления степени экономичности при строительстве электростанции используют показатель стоимости 1 кВт установленной мощности, который можно определить по формуле:
Где К – стоимость сооружений общая, денежных единиц; Руст – мощность общая электростанции, кВт.
Общая стоимость сооружений довольно существенно зависит от единичной мощности генераторов, их типов и числа, от видов применяемого топлива, а также от водоснабжения. Чем выше единичная мощность устанавливаемых агрегатов и общая электрическая мощность станции, тем ниже размер капиталовложений на 1 кВт.
elenergi.ru
13.2. Распределение нагрузки между агрегатами электростанции
13.2.1. Принципы оптимального распределения нагрузки между котлами в котельной
На основе характеристик для отдельных котлов строятся одноименные характеристики для котельной применительно к одновременно находящимся в работе котлам в данный период времени и оптимальному распределению тепловой нагрузки котельной между ними. Распределение нагрузки между совместно работающими агрегатами будет наиболее выгодным, когда выполнение данного общего графика нагрузки требует наименьшего количества первичной энергии.Тепловые нагрузки котлов, соответствующие этим условиям, будут совпадать, если в рассматриваемый период времени все работающие котлы данной котельной используют одинаковое топливо. Для достижения этих критериев необходимо, чтобы в каждый момент времени обеспечивалось равенство относительных приростов расхода топлива или относительных приростов стоимости топлива: гк1 = гк2 = ... = гкi.
Для построения характеристики относительных приростов котельной суммирование нагрузки отдельных котлов следует производить при одинаковых значениях относительных приростов расхода топлива или одинаковых значениях относительных приростов стоимости топлива. Характеристика относительных приростов рас-
В зоне нагрузок до Ркр удельный расход тепла снижается за счет уменьшения доли расхода пара на холостой ход (qmin = qкр),
затем увеличивается за счет перегрузочного расхода тепла (рис. 13.9).
Так как в точке Р = Ркр удельный расход топлива минимальный, а КПД соответственно достигает максимального значения, то эта точка называется экономичной нагрузкой турбоагрегата.
Рис. 13.9. Относительные показатели работы турбоагрегатов
При увеличении электрической нагрузки удельный рас-
а б
в
13.10. Построение характеристики относительных приростов расхода
топлива котельной: а ~ первого котла; б — второго котла; в — котельной
Рис. 13.11. Энергетические характеристики: а — первого котла; б — второго котла; в — котельной
хода топлива котельной, состоящей из двух разнотипных котлов, имеет излом (рис. 13.10), который происходит в характерных точках, соответствующих минимальным и максимальным нагрузкам отдельных котлов. Например:
Энергетическая характеристика котельной строится по тем же характерным точкам, что и характеристика относительных приростов расхода топлива (рис. 13.11). При этом используются энергетические характеристики отдельных котлов.
По тепловым нагрузкам отдельных котлов, соответствующим данному (одинаковому) значению относительного прироста расхода топлива, из энергетических характеристик находят соответствующие им расходы топлива. Суммируя эти величины, получаем расход топлива котельной при тепловой нагрузке, равной сумме тепловых нагрузок отдельных котлов:
13.2.2. Распределение нагрузки между турбоагрегатами тэс
Для ТЭС по характеристикам турбоагрегатов (ТА) составляются характеристики относительных приростов (ХОП) расходов теплоты, энергетические характеристики машинного зала электростанции и режимные карты. Характеристика относительных приростов и энергетическая для электростанции в целом могут быть
получены на основе одноименных характеристик котельной и машинного зала.
Относительный прирост (ОП) расхода топлива станцией является показателем экономичности работы станции или блока и показывает, на сколько изменится расход топлива станцией при изменении нагрузки на 1 кВт:
Скачок на ХОП электростанции (рис. 13.2, а) связан с ХОП турбоагрегата (рис. 13.12, б), а пологовогнутая часть определяется ХОП котла (рис. 13.12, в). Если в машинном зале станции установлены однотипные агрегаты, то нагрузка между ними распределяется равномерно при минимально необходимом числе агрегатов, что позволяет дать каждому агрегату достаточно высокую нагрузку. Если агрегаты разнотипны по мощности и экономичности, то должно быть произведено экономичное распределение электрической нагрузки между ними, т. е. заданная электрическая нагрузка распределяется между ними таким образом, чтобы в машинном зале расход тепла был минимальным.
Рассмотрим простейший пример. В турбинном цехе установлены два агрегата различного типа. При этом возможны два основных случая.
1. Если qxx1 < gxx2 и гт1 < гт2, то любая нагрузка ТЭС должна покрываться турбиной № 1 (рис. 13.13, а).
I. Нагрузка ТЭС может быть покрыта полностью каждым из двух агрегатов. Их расходные характеристики определяются следующим образом:
Рис, 13.12. Построение характеристики относительных приростов расхода
топлива тепловой электростанцией: а — электростанции; б — турбоагрегата; в — котла
Рис. 13.13. Полное покрытие нагрузки ТЭС одним из агрегатов:
а — нагрузка ТЭС полностью покрывается турбиной № 1; 6 — в зоне Р < Рж
нагрузка ТЭС полностью покрывается турбиной № 1, в зоне Р>РЖ — полностью
турбиной № 2; 1, 2 — расходные характеристики турбин
2. Если qxx1 < qxx2,, rT1 > rT2,, 0<Р< Pmax (рис. 13.13, б), то в диапазоне Р< Рэк Qmin= Q2, следовательно, надо загружать турбину № 1; в диапазоне Р>РЖ (Ln = Q2, следовательно, надо разгружать турбину № 1 и загружать турбину № 2; при Р = Рж турбины равно-экономичны.
Если сходящиеся характеристики не пересекаются в зоне номинальной мощности, то всю нагрузку должна взять на себя турбина № 1.
11. Нагрузка ТЭС может быть покрыта только при совместной параллельной работе обоих агрегатов.
Прибавим и вычтем произведение гт1Р2, а общую нагрузку двух агрегатов обозначим через Рст= Р1 + Р2. Тогда
Допустим, что совместно работают два турбоагрегата, из которых первый имеет часовую расходную характеристику Qч1 = qxx1 + rT1Р1, а второй Qч2 = qxx2 + rT1Р2. Общий часовой расход тепла двух совместно работающих агрегатов составит
и графическое изображение расходной характеристики этих двух совместно работающих агрегатов будет иметь вид ломаной линии, точка излома которой может перемещаться при перераспределении нагрузки между агрегатами. Как видно из выражения общего расхода тепла, при любом распределении нагрузки между агрегатами суммарный расход тепла на холостой ход останется неизменным (qxxl + qxx2), а переменная часть расхода тепла будет тем
меньше, чем больше нагружается агрегат, имеющий меньший относительный прирост расхода тепла.
Итак, в системе параллельно работающих агрегатов экономичность вариантов распределения нагрузки изменяется только за счет изменения дополнительного расхода энергии, так как расходы на холостой ход агрегатов имеют место при любом распределении нагрузки между ними. Следовательно, при возрастании нагрузки совместно работающих агрегатов в первую очередь должен нагружаться тот из них, у которого меньше относительный прирост расхода первичной энергии. Таким образом, оптимальное распределение достигается в порядке возрастания относительных приростов расходов тепла: rт1 < rт2 < rTi.
Режимная карта машинного зала тепловой станции — это зависимость электрической нагрузки отдельных турбоагрегатов от электрической нагрузки станции: Рi =f(Р). Режимная карта разрабатывается на основе ХОП определенного состава работающих турбоагрегатов применительно к данным тепловым нагрузкам и условиям эксплуатации и используется для оптимального распределения суммарной нагрузки ТЭС между ними.
Допустим, что относительные приросты расхода тепла по зонам нагрузки находятся в следующем соотношении (рис. 13.14):
Допустим, что совместно работают два агрегата со следующими энергетическими характеристиками:
Технические минимумы нагрузки обозначим соответственно Pmin1 и Pmin2. Тогда может быть построена режимная карта экономического распределения нагрузки между этими агрегатами при их совместной работе.
Рис. 13.14. Относительные приросты расхода тепла турбоагрегатами по зонам нагрузки
По оси абсцисс (рис. 13.15) отложена общая нагрузка агрегатов станции (т. е. нагрузка турбинного цеха), а по оси ординат — нагрузка каждого из совместно работающих агрегатов. В первую очередь на график наносится технический минимум нагрузки цеха Рст min= Pmin1 + Pmin1 Далее с увеличением нагрузки цеха догрузка .агрегатов производится в последовательности возрастания относительных приростов (табл. 13.1).
ку электрическая нагрузка, вырабатываемая по теплофикационному режиму, определяется тепловыми нагрузками. Распределение тепловых нагрузок ТЭЦ производится в последовательности убывания удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении, т.е. соблюдается принцип максимальной выработки электроэнергии на тепловом потреблении.
Поэтому для ТЭЦ распределение электрических нагрузок между турбинами заключается в определении целесообразной дополнительной нагрузки конденсационной мощности, которая может меняться:
Рис. 13.15. Режимная карта машинного зала тепловой станции
Сначала догружается агрегат № 1 до нагрузки Ркр1, за пределами которой относительный прирост возрастает. На графике это отображается наклонным к оси абсцисс отрезком прямой, показывающим, как с ростом нагрузки цеха увеличивается нагрузка агрегата № 1, в то время как нагрузка агрегата № 2 остается постоянной — на уровне технического минимума. Таким образом, в покрытии нагрузки цеха Р1 агрегат № 1 участвует величиной РкрЬ а агрегат № 2 — величиной Рmin2
Распределение этой конденсационной мощности производится аналогично КЭС, т.е. в порядке возрастания относительных приростов. Если условие параллельной работы не соблюдается и турбины ТЭС включаются последовательно по мере нагрузки станами, то при распределении нагрузки между ними надо учитывать не только величину относительного прироста, но и расход тепла на холостой ход.
В последнюю очередь догружается агрегат № 1 в зоне
Далее возрастающая нагрузка цеха передается на агрегат № 2 (так как rт2 < r'т2 < r'т1), который нагружается сначала до величины Р2, а затем до Р3, в то же время нагрузка агрегата № 1 остается на уровне Ркр1:
Распределение электрической нагрузки ТЭЦ зависит от того, как распределены между турбинами тепловые нагрузки, посколь-
Таблица 13.1 Зависимость зоны нагрузки от относительных приростов
| Значение ОП | №ТА | Зона нагрузки |
| rт1 rт2 r'т2 r'т1 | 1 2 2 1 | Pmin1-Pкр1 Pmin2-Pкр2 Pкр2-Pmax2 Pкр1-Pmax1 |
studfiles.net
4.4 Расчёт и распределение телефонной нагрузки,
поступающей на УАК II
УАК II соединён со всеми АМТС своей сферы обслуживания и с УАК I двумя пучками каналов (исходящей и входящей связи).
Общая поступающая нагрузка на УАК II будет определяться суммой нагрузок, входящих по каналам связи от УАК I и АМТС, связанных с данным УАК II:
где величина YУАК I – УАК II = 45 Эрл, задаётся и приводится в задании на курсовую работу.
Найденная таким образом нагрузка YУАК II является в то же время общей исходящей нагрузкой УАК II, которая должна быть распределена по всем имеющимся направлениям связи, а именно по исходящим каналам на все АМТС своей сферы обслуживания и на УАК I.
Для распределения нагрузки YУАК II по направлениям связи используются коэффициенты распределения:
КУАК II - АМТСi - коэффициент распределения нагрузки в направлении от УАК II к i-ой АМТС
КУАК II – УАК I - коэффициент распределения нагрузки в направлении от УАК II к УАК I
Так как этими коэффициентами определяются все направления распределения нагрузки, то их сумма должна равняться единице:
Величина нагрузки, поступающей в направлении от УАК II к любой АМТС данной сферы обслуживания, определяется по формуле:
YУАК II – АМТСi = КУАК II – АМТСi *YУАК II
Нагрузка, которая будет направлена от УАК II к УАК I, определяется по формуле:
YУАК II – УАК I = KУАК II – УАК I * YУАК II
Результаты расчётов приведены в таблице.
|
| YАМТСi-УАК II | YУАКII | КУАК II-АМТСi | YУАК II-АМТСi |
|
| Эрл | Эрл | Эрл | |
| I зона | 31.122 | 135.737 | 0,3 | 40.721 |
| II зона | 26.848 | 0,3 | 40.721 | |
| III зона | 32.767 | 0,2 | 27.147 | |
| YУАК I-УАК II | KУАК II-УАК I | YУАК II-УАК I | ||
| УАК I | 45,0 | 0,2 | 27.147 |
4.5 Расчёт и распределение внутризоновой телефонной нагрузки
Каждая АМТС обслуживает как исходящую связь в направлении УАК II, так и входящую от УАК II. Не вся нагрузка, возникающая в каждой отдельной зоне, направляется на УАК II, а лишь некоторая её часть (YАМТСi-УАК II), в то время как другая её часть (YАМТСi-ВЗС) замыкается в своей зоне, т.е. является нагрузкой внутризоновой связи (ВЗС).
Если также учесть, что в рассматриваемой сети все АМТС являются оконечными, т.е. не осуществляют транзитных междугородных соединений, то, очевидно, что вся входящая на каждую АМТС от УАК II нагрузка также будет направлена на внутризоновую сеть, т.е. будет являться внутризоновой нагрузкой.
Таким образом, общая внутризоновая нагрузка i-й зоны, замыкающаяся через АМТС этой зоны (АМТСi), будет представлять сумму:
YВЗСi = YАМТСi-ВЗС + YУАК II – АМТСi
где YАМТСi-ВЗС было определено в пункте 2.3, а YУАК II – АМТСi – в п.2.4.
Вся эта нагрузка YВЗСi распределяется через соединительные линии (СЛМ) по направлениям к РАТС и ЦС своей зоны и является для них входящей нагрузкой.
Величина нагрузки, входящей на РАТС и ЦС (по СЛМ), определяется по формулам:
где YВЗСi - общая внутризоновая нагрузка i-й зоны, замыкающейся через АМТС этой зоны
YРАТСх - нагрузка, создаваемая абонентами районной АТСх
YЦСх - нагрузка, поступающая от абонентов сельской телефонной сети на ЦСх
Пример вычислений для I зоны РАТС 1 и ЦС 2:
Из пункта 2.3 известно YАМТС1-ВЗС=5.928, и из пункта 2.4 YУАК II-АМТС1=40.721, тогда
YВЗС1 = YАМТС1-ВЗС + YУАК II – АМТС1=.928+ 40.721 = 46.649 Эрл
а тогда:
Результаты расчётов
|
| YАМТСi-ВЗС | YУАК II-АМТСi | YВЗСi | YАМТСi-РАТС1 | YАМТСi-РАТС2 | YАМТСi-РАТС3 | YАМТСi-ЦС1 | YАМТСi-ЦС2 |
|
| Эрл | Эрл | Эрл | Эрл | Эрл | Эрл | Эрл | Эрл |
| I зона | 5.928 | 40.721 | 46.65 | 12.087 | 3.78 | 14.17 | 3.4 | 3,8 |
| II зона | 5.114 | 40.721 | 45.84 | 11.42 | 15.49 | 14.2 | - | 4.73 |
| III зона | 6.24 | 27.147 | 33.39 | 10.27 | 8.99 | 8.99 | 1.28 | 3.9 |
5. Расчёт числа линий и каналов
В зависимости от рассчитанных ранее нагрузок на линии и каналы в соответствии со схемой организации междугородной связи производится расчёт числа:
Заказно-соединительных линий, исходящих от каждой РАТС и ЦС к соответствующим АМТС;
Входящих соединительных линий к каждой РАТС и ЦС от АМТС соответствующих зон;
Исходящих и входящих каналов между каждой АМТС и УАК II, а также между УАК II и УАК I.
Число линий (каналов) (Vi) в пучке зависит, прежде всего, от нагрузки (Yi), поступающей на пучок, от качества обслуживания, характеризуемого величиной потерь (P), и от других факторов, в том числе от вида включения пучка (полнодоступный или неполнодоступный), от структуры коммутационной схемы (однозвенная, звеньевая), в выходы которой включается пучок. При проектировании потери сообщения нормируются.
5.1 Расчёт числа заказно-соединительных линий,
исходящих от РАТС к АМТС.
При выполнении курсовой работы предполагаем, что РАТС построены на базе оборудования АТСК-У, а ЦС – АТСК 100/2000.
Для расчёта числа заказно-соединительных линий в пучках, исходящих от РАТС и ЦС и включенных в выходы двухзвенных схем, используемых в режиме группового искания, используется метод ЦНИИС ЛФ, основанный на применении заранее составленных графиков, приведенных в прил. 1-4 методических указаний к курсовой работе.
Число линий в пучке, включаемом в выходы звеньевой схемы, зависит от нагрузки, поступающей на линии данного пучка, от качества обслуживания, заданного величиной потерь (Р), от вида пучка (полнодоступный или неполнодоступный), для неполнодоступного пучка - от доступности (D), от числа блоков на ступени 1ГИ (g), от удельной нагрузки на вход блока (а) и от структурных параметров блока.
Необходимо учитывать, что на АТСК-У для включения заказно-соединительных линий выделяется на ступени 1ГИ направление с доступностью D = 40, а на АТСК 100/2000 - направление с D = 20.
В прил. 1 и 2 методических указаний приведены графики V =f(Y) для АТСК-У при полнодоступном и неполнодоступном включении с D = 40. В прил. 3 и 4 - графики для АТСК 100/2000. Все графики составлены для величины потерь Р = 0,005 при нагрузке на один вход блока ступени 1ГИ, равной а = 0,5 Эрл.
Если емкость пучка не превышает доступности, т.е. если V <D, то пучок будет полнодоступным, при V>D - неполнодоступным. Поэтому при определении числа линий в пучке ЗСЛ (V) по графикам вначале надо по заданной нагрузке (Y) на пучок по графику прил. 1 (3), рис. П.1 (П.3) определить, каким будет число линий при полнодоступном включении. Если окажется, что V > D, то следует определить требуемое для обслуживания нагрузки (Y) число линий (V) по графикам прил. 2 (4), рис. П.2 (П.4) для неполнодоступного включения.
Значения нагрузок, поступающих по ЗСЛ на АМТС и ЦС от каждой станции, результаты определения числа ЗСЛ, найденные из графиков
|
| Станция | Нагрузка Y, Эрл | Вид пучка | Число ЗСЛ |
| I зона | РАТС1 | 9.6 | Полнодоступный | 18 |
| РАТС2 | 10.5 | Полнодоступный | 20 | |
| РАТС3 | 11.25 | Полнодоступный | 23 | |
| ЦС2 | 2.7 | Полнодоступный | 7 | |
| ЦС3 | 3 | Полнодоступный | 8 | |
| II зона | РАТС1 | 8 | Полнодоступный | 13 |
| РАТС2 | 10.9 | Полнодоступный | 21 | |
| РАТС3 | 9.9 | Полнодоступный | 19 | |
| ЦС3 | 3.3 | Полнодоступный | 9 | |
| III зона | РАТС1 | 12 | Полнодоступный | 25 |
| РАТС2 | 10.5 | Полнодоступный | 20 | |
| РАТС3 | 10.5 | Полнодоступный | 20 | |
| ЦС2 | 1.5 | Полнодоступный | 5 | |
| ЦС3 | 4.5 | Полнодоступный | 10 |
studfiles.net
Лекция 5 Графики нагрузки энергосистемы
Лекция 5. Графики нагрузки энергосистемы.
5.1 Энергетические системы
Для начала вспомним что является электрической станцией и какими они могут быть.
Электрической станцией называется комплекс оборудования и устройств, основным назначением которого является преобразования используемого источника энергии в электрическую, т. е. выработка электроэнергии для снабжения ею промышленного, сельскохозяйственного производства, коммунального хозяйства и транспорта. Электростанции делятся по признакам:
1. По виду используемого источника энергии:
тепловые электростанции (ТЭС) - на органическом топливе,
атомные станции (АЭС) - на ядерном топливе,
гидроэнергетические установки (ГЭУ)
Использующие кинетическую энергию водотоков ГЭУ включают в себя:
гидроэлектростанции (ГЭС)
приливные электростанции (ПЭС),
гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС).
Электростанции, использующие нетрадиционные источники делятся на возобновляемые источники:
солнечные (СЭС),
ветровые (ВЭС),
энергия моря и океана.
Не возобновляемые нетрадиционные источники энергии:
- термоядерная энергетика,
2. По виду вырабатываемой энергии:
- тепловые электростанции, вырабатывающие только электрическую электроэнергию - конденсационные (КЭС),
- тепловые электростанции, вырабатывающие электрическую и тепловую энергию (ТЭЦ).
3. По виду теплового двигателя:
электростанции с паровыми турбинами (паротурбинные ТЭС и АЭС),
электростанции с газовыми турбинами (газотурбинные ГТУ),
электростанции с парогазовыми турбинами - парогазовые ТЭС,
-электростанциями с двигателями внутреннего сгорания ( ДЭС - дизельные).
4. По назначению электростанций:
районные электростанции (ГРЭС)
промышленные электростанции в составе промпредприятий. Совокупность электростанций, электрических и тепловых сетей, соединенных между собой и связанных общностью режима в непрерывном процессе производства, преобразования и распределения электрической энергии и тепла при общем управлении этим режимом называется энергетической системой (энергосистемой).
Та часть энергосистемы, которая охватывает только электроустановки электростанций и электрических сетей, а также приемники электроэнергии называется электроэнергетической системой (рис. 1).
Рис. 1 Принципиальная схема ЭЭС.
Особенности энергетических систем
1. Одновременный цикл производства, распределения и потребления электроэнергии.
2. Высокая степень автоматизации всех стадий электроэнергетического процесса.
3. Возможность использовать все возможные виды энергетических ресурсов: нефть, газ, уголь, торф, гидроресурсы и прочее.
4. Разнообразный состав генерирующих источников.
5. Непрерывность функционирования системы, при возможности отключения её отдельных элементов.
6. Энергосистема включает в себя разнообразную и разветвленную транспортную систему в виде линий электропередачи и распределительных сетей.
7. Энергетическая система динамична во времени и в пространстве.
5.2 Графики нагрузки ЭС.
Основной характеристикой режима работы энергосистемы являются графики нагрузки. Активная мощность, потребляемая в данный момент времени всеми потребителями энергосистемы, включая собственные нужды электростанций и потери мощности в электрических сетях, называется её нагрузкой. Кривая изменения нагрузки во времени P(t) называется графиком нагрузки (рис 2).
Рис. 2 Типичный суточный график нагрузки ЭС.
Характерные показатели суточного графика нагрузки это:
-максимальная суточная нагрузка Рмакс;
- минимальная суточная нагрузка Р мин;
- среднесуточная нагрузка Р сут. Среднесуточная мощность равна суточной выработке деленой на 24 часа.
Различают три зоны графика нагрузки:
1. Между осью абсцисс и Рмин. - базовая (базисная) нагрузка
2. Между среднесуточной нагрузкой Рср.сут. и Р макс. - пиковая.
3. Между Рмин и Рср.сут.
Показатели суточного графика нагрузки
1. Продолжительность использования максимума нагрузки в часах
Эсут. - полная потребляемая электроэнергия за 1 сутки.
2. Продолжительность использования установленной мощности, под которой понимается суммарная номинальная активная мощность всех генераторов электростанций энергосистемы:
3. Коэффициент использования установленной мощности
4. Коэффициент заполнения (полноты, плотности) графика нагрузки – отношение среднесуточной нагрузки к максимальной
Коэффициент заполнения колеблется от 0.5 для крупных энергосистем до 0.95-0.97 для энергосистем с преобладанием энергоемких промышленных предприятий.
Коэффициент заполнения переменная величина: в субботу и воскресенье он возрастает. Летом тоже.
При одном и том же составе потребителей энергии графики нагрузки будут различны в зависимости от времени года. Для большинства районов России в зимнее время за счет возрастания бытовой нагрузки общая за сутки нагрузка системы будет выше, чем летняя. Аналогичная картина будет и для экстремальных значений нагрузки (максимальная нагрузка будет в зимние сутки, а минимальная — в летние). В годовом разрезе можно построить графики максимальной, средней и минимальной нагрузок (рис 3).
Рис.3 Годовые графики нагрузки энергосистем
5.3 Интегральная кривая нагрузки
Из хронологического графика может быть получен график продолжительности и интегральная кривая нагрузки. Интегральной кривой суточного графика нагрузки называется зависимость суточной выработки энергии от мощности. Эта зависимость выражается формулой:или конкретнее .Обратите внимание при построении ИКН ось ординат перевернута и направлена сверху вниз.
Рис. 4 Интегральная кривая нагрузки
Интегральная кривая характеризует зависимость прироста суточной выработки энергии DЭ от прироста нагрузки энергосистемы DР и строится методом графического интегрирования суточной кривой продолжительности нагрузки или непосредственным подсчетом соответствующих элементарных выработок энергии по площади суточного (хронологического) графика нагрузки энергосистемы.
Рассмотрим порядок построения ИКН одним из методов.
1. Переменная часть суточного графика нагрузки системы делится на несколько (например, 10) равных частей, характеризующих элементарные приращения нагрузки DР. Каждому приращению нагрузки DР соответствует элементарное приращение суточной выработки DЭ, количественно равное площади элемента графика нагрузки между двумя горизонталями, ограничивающими элементарное приращение нагрузки DР.
2. Подсчитываются элементарные приращения суточной выработки электроэнергии DЭ (по площади соответствующих элементов графика нагрузки по графику, либо табличным способом).
3. Выбираем масштаб по оси абсцисс: предельная суточная выработка энергии системой – это средняя мощность умноженная на 24 часа.
4. На горизонтальной оси Э справа налево откладываются последовательно элементарные приращения суточной выработки DЭ1, DЭ2 и т.д. в линейном масштабе, выбранном в п.3
5. Каждая точка интегральной кривой, отвечающая какому-либо элементарному приросту нагрузки (например, DР1) и выработки (например, DЭ1), определяется пересечением горизонтали, ограничивающий элементарный прирост нагрузки, с вертикалью, проведенной через точку горизонтальной оси координат (оси Э), ограничивающую соответствующую величину приращения выработки.
Применение ИКН
Построенная кривая может быть использована и для расчета Эс при задании Nc от 0 до Р макс.
Пусть, например, задана максимальная рабочая мощность l-й ГЭС Nl и ее суточная выработка Э/. Для определенности пусть Эl = Э2—Э1, a Nl = N.2—N1. Тогда решением задачи будет зона графика нагрузки, размещенная между горизонтальными линиями, соответствующими пиковым мощностям N2 и N1 на рисунке 5. Практически это будет означать, что прямоугольный треугольник abc с катетами (Эl, Nl) совместится с треугольником a'b'c' на интегральной кривой.
Рис. 5 Применение ИКН
Наиболее широко интегральная кривая нагрузка используется при проектировании ГЭС и ГАЭС, причем отличие полученного по ней режима ГЭС или ГАЭС от оптимального (подробнее можно ознакомиться в § 12.3 Гидроэнергетика 1981 г.) будет тем меньше, чем больше ограничений накладывается на их режим и чем меньше удельный вес этих станций в энергосистеме.
Рассмотренный способ приближенного расчета суточного режима ГЭС весьма прост и нагляден. Однако он применим только при независимости режимов разных ТЭС и ГЭС друг от друга. В противном случае возможно получение ситуации, показанной на рисунке 6а. Здесь треугольники abc и def для двух ГЭС (/-й и (/ + 1)-ой) взаимно перекрывают друг друга на интегральной кривой нагрузки. В подобном случае требуется принятие дополнительных условий для определения режимов каждой ГЭС.
Например, для рис. 6б принято условие максимального участия двух ГЭС в покрытии пиковой части графика нагрузки. В связи с этим (/+1)-я ГЭС, как обладающая большими возможностями регулирования, будет работать как в пиковой, так и в базовой части графика нагрузки системы.
Рис. 6
Точно так же можно определять и режимы группы ГЭС при заданном порядке их размещения в графике нагрузки системы и известных максимальных рабочих мощностях.
Следует предостеречь от характерной ошибки в расчетах режимов группы ГЭС, для каждой из которых заданы Э и N. Она возникает, если совместный режим этих станций определяют по общему треугольнику с катетами, равными сумме всех Э и N. Подобный прием можно применять либо только для базовой части графика нагрузки системы, либо при априорной уверенности в том, что все частные треугольники с катетами Э и N размещаются в зоне существования общего независимо друг от друга.
Исходные данные по энергосистеме для водно-энергетических расчетов:
- район, в котором расположена энергосистема;
- годовой максимум нагрузки Рсmax энергосистемы;
- число часов использования годового максимума нагрузки Tc;
- укрупненная структура генерирующих мощностей тепловых электростанций;
- установленная и гарантированная мощности существующих ГЭС.
Эту информацию, как правило, можно найти на сайте системного оператора
studfiles.net
