Учебное пособие Экономика энергетики Н.Д.Рогалёв МЭИ 2005 (995077), страница 32
Текст из файла (страница 32)
Этому182условию соответствует значение относительного прироста rг4 (см.рис. 9.16), при котором площадь F1 (снижение расхода воды по сравнению с действительной характеристикой) равна площади F2 (повышение расхода воды по сравнению с действительной характеристикой). Сглаженная характеристика относительных приростов расходаводы при переходе от z к (z + 1) гидроагрегату представлена на рис.9.16 ломаной линией А — Д — Е — Г.
Производя аналогичные построения для каждого дополнительного вводимого в работу гидроагрегата, получаем характеристику относительных приростов ГЭС приданном напоре Н.Представленная на рис. 9.16 сглаженная характеристика относительных приростов содержит три различающихся участка:• начальный нелинейный участок, относящийся к работе одногоагрегата на ГЭС (от Рmin до Ркр.а);• промежуточный прямолинейный участок, соответствующийсглаженной пилообразной части характеристики ГЭС (от Ркр.а до Ркр);• конечный криволинейный участок, относящийся к работе всехагрегатов ГЭС (от Ркр до Рmax).Точке излома характеристики при переходе от участка Б к участкуВ, называемой «критической», соответствует электрическая мощность, определенная с некоторым приближением по формуле, МВт:Ркр= Ркр.а zmax при Н = const,где Ркр.а — критическая нагрузка одного агрегата при данном напоре,МВт; zmax — максимальное количество работающих гидроагрегатовна ГЭС.Характеристики относительных приростов расхода воды гидростанций при различных напорах представлены на рис.
9.17.Зависимость между критической нагрузкой ГЭС и напором можетбыть представлена в виде, МВт:Ркр = ( Ркр max – α г.кр (Нmax – Н)) zmax,(9.16)где Ркр max — критическая нагрузка гидроагрегата, соответствующаянаибольшему напору (Нmax) ГЭС, МВт; Н — рассматриваемый напорна ГЭС; α г.кр — величина снижения критической нагрузки при уменьшении напора на 1 м, МВт/м.Максимальная мощность ГЭС может ограничиваться мощностямитурбин или генераторов (см.
рис. 9.17).183Hã, (ì3/ñ)/ÌÂò2,5I2,0 !1,5"#II$1,002êð22êð.à=2êð10,520036003800400042004400460048002, ÌÂòРис. 9.17. Характеристики относительных приростов расхода воды гидростанции приразличных напорах:I — ограничение по турбинам; II — ограничение по генератору; rг — относительныйприрост расхода воды; Р — нагрузка гидростанции; 1 — 6 — напор Н = 95; 97,5; 100; 102,5;105; 107,5 мМаксимальная мощность, ограничиваемая турбинами, зависит отнапора, МВт:Рmax = (Ру max – α г max (Нmax – Н)) zmax,где Ру max — условная максимальная мощность ГЭС, соответствующая точке пересечения экстраполированной линии ограничения мощности ГЭС по турбинам с экстраполированной характеристикой относительных приростов ГЭС при этом напоре, МВт; αг max — величинаснижения максимальной мощности каждого агрегата ГЭС приуменьшении напора на 1 м, МВт/м.Ограничение по генератору показано на рис.
9.17 вертикальнойпрямой.Минимальная нагрузка ГЭС может ограничиваться неэнергетическими потребителями: расходом воды на обеспечение судоходства,ирригации, водоснабжения и др.Характеристика относительных приростов ГЭС выражается уравнением вида, (м3/с) / МВт:при Р > Ркр2rг = r0 г + т1 Ркр + т2 ( z ( Ра — Ркр.а))т3;(9.17 )при Ркр1 < Р ≤ Ркр2rг = r0 г + т1 Ркр2,184где r0 г — начальное значение относительного прироста расхода воды;т1 — коэффициент, отражающий наклон характеристики в зоне отминимальной нагрузки до критической при учете неустановившегосярежима, связанного с быстрыми изменениями уровня нижнего бьефаГЭС; т2, т3 — коэффициенты, отражающие конфигурацию криволинейной части характеристики.Величина r0 г вычисляется по формуле, (м3/с)/МВт:r0 г = 102/Н ηmax,где Н — напор, м; ηmax — максимальный КПД, отн.
ед.Сопоставительные расчеты с использованием конкретных примеров показали, что погрешность в относительном приросте расходаводы при использовании аналитического выражения (9.14) не превышает 5…6 %.9.7. Расходные энергетические характеристикиатомных электростанцийХарактеристика расхода ядерного горючего на производство электрической продукции, выраженного в тоннах условного топлива, описывается следующей зависимостью:В = Вх.х + rp Qp,(9.18)где Вх.х — расход топлива на покрытие потерь теплоты на холостойход, выраженный в условном топливе, т/ч; Qp — тепловая мощностьреактора, ГДж/ч; rp — относительный прирост расхода ядерного горючего реакторами, т у.т/ ГДж.Величина rp принимается равной 0,0341 т у.т/ ГДж, т.е.
без составляющей потерь. Это определяется тем, что суммарные потери в системе реактор — парогенератор на тепловое рассеивание не превосходят 0,25…0,5 % полной тепловой мощности реактора, не зависят оттепловой нагрузки и типа реактора.Расходную характеристику машинного зала АЭС с п конденсационными турбинами можно представить в виде, ГДж/ч:Qм.з =n∑(Qх.х i + rт1 i Pi + (rт2 i – rт1 i) (Pi – Pкр i)),(9.19)i=1где Qх.хi — расход теплоты на холостой ход i-м турбоагрегатом,ГДж/ч; Pi — любая электрическая нагрузка i-го турбогенератора185(в пределах от минимальной до максимальной), МВт; Pкрi — критическая электрическая нагрузка i-го турбоагрегата, МВт; rт1i — относительный прирост расхода теплоты i-м турбоагрегатом в диапазоне отминимальной нагрузки до критической, ГДж/(МВт·ч); rт2i — то же вдиапазоне от критической нагрузки до максимальной, ГДж/(МВт·ч).Пренебрегая потерями в паропроводах и приравнивая величины Qpи Qм.з на основе уравнений (9.18) и (9.19), получаем расходную характеристику атомной электростанции, т/ч:В = Вх.х + rpn∑(Qх.х i + rт1 i Pi + (rт2 i – rт1 i) (Pi – Pкр i)).
(9.20)i=1В случае использования п однотипных конденсационных турбинна АЭС уравнение (9.20) упрощается:В = Вх.х + rp (Qх.х i + rт1 i Pi + (rт2 i – rт1 i) (Pi – Pкр i)) п.Относительные приросты условного топлива блоком реактор—парогенератор—турбоагрегат или АЭС при однотипных турбоагрегатах можно определить по формулам, т/(МВт·ч):rа1 = 0,0341 rт1;rа2 = 0,0341 rт2.Расходная характеристика блока реактор—парогенератор—турбоагрегат может быть представлена выражением, т/ч:В = Вх.х + rа1 P + (rа2 – rа1) (P – Pкр1).Если АЭС имеет в своем составе турбоагрегаты с разными значениями относительных приростов расхода теплоты, то характеристикаотносительных приростов расходов топлива АЭС имеет вид ступенчатой зависимости.9.8.
Оптимальное использование производственныхмощностей электростанций в энергетической системеОбщие принципы оптимального использования производственныхмощностей электростанции в энергетической системе (подход и методика) аналогичны распределению нагрузки внутри станции.Для определения наивыгоднейшего распределения электрическойнагрузки между станциями энергосистемы или между системами вобъединении систем необходимо учитывать поправочные коэффициенты на изменение потерь мощности в электрической сети:186δ = 1 /(1 − σ) ,где σ — относительный прирост потерь активной мощности в сетидля данной станции (при распределении нагрузки между станциямисистемы) или для данной системы (при распределении нагрузки между энергосистемами в объединении систем).В общем случае относительный прирост потерь мощности для каждой i-й электростанции можно представить в видеσ = ΔP/dPi = β1Р1 + β2Р2 + …+ βiРi + …+ βпРп + А,где Р1, Р2, …, Рi, …, Рп — электрические нагрузки 1, 2, …, i, …, п-йэлектростанции; ∆Р — суммарные потери активной мощности; β1,β2, ..., βi, …, βп — постоянные коэффициенты; А — величина, зависящая от нагрузок потребителей.Аналогичное выражение может быть записано и при распределении нагрузок между системами.
Следовательно, в общем случае относительный прирост потерь мощности данной электростанции (системы) зависит не только от нагрузки этой станции (системы), но и отнагрузок других станций (систем), параметров электрической сети,нагрузок потребителей.Изменение величины относительного прироста потерь активноймощности данной электростанции (системы) в зависимости от ее нагрузки при прочих постоянных условиях представляет характеристику относительного прироста потерь мощности.Рассмотрим характеристику относительного прироста потерьмощности на примере линии электропередачи 110 кВ, от которой питаются тяговые подстанции железнодорожного транспорта (рис.
9.18).Эта характеристика имеет вид линии, пересекающей ось абсцисс вточке, соответствующей минимуму кривой потерь мощности ΔP =f (Р1). При увеличении активной нагрузки тяговых подстанций натранзитной линии прямая σ смещается параллельно самой себе вправо, а при увеличении напряжения на конце линии U2 — влево.Оптимальность использования производственных мощностейэнергообъединений сложной структуры, включающих электростанции различных типов с различающимися составом оборудования ивидами используемых энергоресурсов, достигается при примененииэкономико-математических методов и ЭВМ.
К ним, например, относятся: тепловые нагрузки ТЭЦ, расходы воды на ГЭС и требованиянеэнергетических водопользователей, ограничения по режиму использования АЭС, параметры и схемы электрических сетей, характеристики топливоснабжения и условия использования нетранспортабельных видов топлива, вторичных энергоресурсов и др.187@I, ÌÂò/ÌÂò1,80,81,60,61,40,41,20,21,000,80,20,60,40,40,6@2 = 100 ÌÂò72= 118 êÂ2 = 70 ÌÂò@72= 116,3 êÂ20406080100 21, ÌÂòРис. 9.18.
Характеристика относительных приростов потерь активной мощности ипоправочного коэффициента σ (U1 = 115 кВ, R = 52,7 Ом):P — суммарная нагрузка линии электропередачи; Р1 — величина активной мощности,передаваемой с одного конца линии электропередачи; U1, U2 — напряжение соответственнов начале и в конце линии электропередачи; R — суммарное активное сопротивление однойфазы линии электропередачиВ процессе оптимизации должен решаться ряд взаимосвязанныхзадач:• выбор оптимального распределения электрических нагрузокэнергообъединения;• выбор оптимального состава работающего оборудования;• оптимальное планирование ремонтов энергооборудования;• выбор оптимального распределения тепловых нагрузок районовтеплоснабжения и др.В настоящее время при наличии больших энергетических систем(например, ЕЭС) в России решение этих задач возможно методом декомпозиции, применяемым при расчетах больших систем.
В этом случае расчет проводится поэтапно в соответствии с иерархическойструктурой диспетчерского управления ЕЭС России.Существующие методы решения рассматриваемых задач могутбыть разделены на две группы:• методы вариационного исчисления;• оптимизационные методы математического программирования.188Первая группа методов исследует экстремум функционала. Им могут быть суммарный расход топлива (в тоннах условного топлива)или затраты на производство электроэнергии, зависящие от рядафункций и учитывающие непрерывное изменение показателей вовремени.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
