- •1 Характеристика и структура производственных процессов на энергопредприятиях
- •2 Типы энергоустановок и их влияние на экономические показатели энергопредприятий
- •3 Особенности электроэнергетики и их влияние на технико-экономические показатели работы энергетических предприятий
- •4 Производственный потенциал энергетических предприятий
- •5 Основные показатели энергетического производства
- •6 Характеристика факторов, определяющих режим нагрузки энергосистем
- •7.Формирование суточного графика электрической нагрузки энергосистемы.
- •8 Основные характеристики суточного графика электрической нагрузки
- •9.Регулирование режима электропотребления
- •10 Определение состава генерирующих мощностей электростанций в энергосистеме(Выбор оптимального состава работающего оборудования)
- •11 Особенности графиков тепловых нагрузок
- •12 Эксплуатационные свойства энергетического оборудования и предъявляемые к ним требования
- •13 Связь эксплуатационных свойств элементов энергосистем с режимами работ
10 Определение состава генерирующих мощностей электростанций в энергосистеме(Выбор оптимального состава работающего оборудования)
Для покрытия нагрузки потребителей в энергосистемах определяется состав мощностей электростанций. Экономичная работа оборудования и станций в целом определяется в соответствии с энергетическими характеристиками агрегатов. Показателями экономичности работы на основе которых производят экономичное распределение нагрузки являются энергетические характеристики:
Qч = аxx + rкPк + rтPт, (Гкал/ч);
Bч = bxx + bкPк + bтPт , (т.у.т./ч),
где Qч, Вч – часовой расход теплоты и топлива, Гкал/ч (т.у.т./ч); аxx, bxx – часовой расход теплоты и топлива на холостой ход турбины, Гкал/ч (т.у.т./ч); rт, bт – относительный прирост теплоты и топлива при работе по теплофикационному циклу, Гкал/ч/кВт (т у.т./ч/Гкал); rк, bк – относительный прирост расхода теплоты и топлива при работе по конденсационному циклу, Гкал/ч/кВт (т.у.т./ч /Гкал); Pт – электрическая мощность, развиваемая на тепловом потреблении (по теплофикационному циклу), кВт; Pк – электрическая мощность, развиваемая по конденсационному циклу, кВт.
В
ГЭС, ГАЭС, ГТУ
обеспечении покрытия графика нагрузки участвуют установки разной мощности, топливной экономичности и маневренности. При этом имеет место специализация электростанций в покрытии отдельных частей графика нагрузки. Базовые электростанции, (ТЭС и АЭС) целесообразнее использовать с наибольшей возможной нагрузкой значительную часть года. Пиковые электростанции используются в течение короткого периода времени только для покрытия максимумов нагрузки. Это установки высокой маневренности, приспособленные к частым пускам и остановам (ГАЭС, ГТУ). Кроме того, в энергосистемах работают полупиковые электростанции, занимающие промежуточное положение по годовому числу часов использования своей мощности. Распределение нагрузки между станциями системы и размещение отдельных станций в суточных графиках нагрузки производится в соответствии с эксплуатационными свойствами станций.
ТЭЦ(к) + КЭС
АЭС + ТЭЦ(т)
ГЭС
Режим работы ГЭС в многоводный период – базисный, в маловодный – в пиковой части графика нагрузки (за исключением той нагрузки, которая связана с обязательным круглосуточным пропуском воды в нижний бьеф).
Режим работы ТЭЦ задается в базисной части графика нагрузки на тепловом потреблении. Остальная часть мощности ТЭЦ размещается в любой зоне графика нагрузки (конденсационная мощность).
Мощность КЭС размещается в любой части графика нагрузки энергосистемы в зависимости от эксплуатационных свойств основного оборудования КЭС.
В часы снижения нагрузки энергосистемы возникает вопрос о целесообразности либо снижения нагрузки всех агрегатов, либо о полном отключении отдельных. В первую очередь из рассмотрения исключают агрегаты, которые обязательно должны находиться в работе:
• противодавленческие турбины («Р»), которые работают по тепловому графику нагрузки;
• минимальное число агрегатов, необходимых для выработки мощности и энергии потребителям;
• агрегаты, обеспечивающие минимально необходимый пропуск воды в нижний бьеф (на ГЭС);
• агрегаты, использующие ВЭР, из-за ограниченности возможности их хранения.
Затем выделяют агрегаты, для которых планируется проведение капитального и текущего ремонта в данный период.
Оставшийся состав оборудования рассматривают с точки зрения оптимального распределения нагрузки. Каждый останов турбины и последующее ее включение требует дополнительных расходов на пуск, поэтому при снижении нагрузки возможны два режима:
1) с остановом оборудования;
2) с работой турбоагрегата на холостом ходу.
В первом случае возникает дополнительный расход топлива на пуск энергооборудования, а во втором – на холостой ход.
Для решения вопроса о целесообразности останова агрегата определяется критическое время простоя, при котором оба режима равноэкономичны. До критической точки целесообразно поддерживать агрегат на холостом ходу, а за ней – выгоднее полностью отключить агрегат. Аналогично решается вопрос об остановах котлов.