3.3. Распределение электрической нагрузки между агрегатами

3.3.1. Определение обязательной (вынужденной) электрической мощности технического минимума

Распределение заданного графика электрических нагрузок начинаем с определения обязательной (вынужденной) электрической мощности технического минимума и теплофикационной мощности.

Технический минимум теплофикационных агрегатов рассчитывается как разность между номинальной (установленной) мощностью турбоагрегата и максимальной нагрузкой по теплофикационному циклу при максимальных значениях отбора (из уравнений энергетических характеристик).

Теплофикационная нагрузка рассчитывается с учётом распределения тепловой нагрузки (табл.3,4) для каждого типа турбоагрегата для характерных периодов.

Остающуюся часть нагрузки (разность между суммарной нагрузкой ТЭЦ по графику и вынужденной электрической нагрузкой) распределяют по относительному приросту. Относительный прирост определяют по расходным энергетическим характеристикам турбин.

Для турбины Т-110-130

Р_т^мак =0,614Q_гв – 8,2 = 0,614*175 – 8,2 = 99,25

Р_{тех.мин} = 110 – 99,25 = 10,75

Для турбины ПТ-60-130/13

Р_т^мак = 0,325Q_п + 0,64Q_гв – 9,0 = 0,325*80 + 0,64*55 – 9,0 = 52,2

Р_{тех.мин} = 60 - 52,2 = 7,8

3.3.2. Определение теплофикационной мощности

Таблица 5 – Расчет теплофикационной мощности в режиме работы всего

оборудования

Часы	Турбоагрегат Т-110-130 Рт = 0,663Qгв – 18,89	Часы	Турбоагрегат ПТ-60-130/13 Рт = 0,325Qп + 0,64Qгв – 9,0
0-8	Рт=0,614*116 – 8,2=63,02	0-6	Рт=0,325*32+0,64*11-9,0=8,44
8-22	Рт=0,614*175 – 8,2=99,25	6-8	Рт=0,325*56+0,64*11-9,0=16,24
22-24	Рт=0,614*136,25 – 8,2=75,46	8-16	Рт=0,325*56+0,64*14,5-9,0=18,48
		16-22	Рт=0,325*48+0,64*14,5-9,0=15,88
		22-24	Рт=0,325*48+0,64*11-9,0=13,64

Таблица 6 – Расчет теплофикационной мощности в режиме ремонта турбины ПТ-110-130

Часы	Турбоагрегат Т-100-130 Рт = 0,663Qгв – 18,89	Часы	Турбоагрегат ПТ-60-130/13 Рт = 0,325Qп + 0,64Qгв – 9,0
0-8	Рт=0,614*175 – 8,2=99,25	0-6	Рт=0,325*32+0,64*55-9,0=36,66
8-22	Рт=0,614*175 – 8,2=99,25	6-8	Рт=0,325*56+0,64*55-9,0=44,4
22-24	Рт=0,614*175 – 8,2=99,25	8-16	Рт=0,325*56+0,64*55-9,0=44,4
		16-22	Рт=0,325*48+0,64*55-9,0=41,8
		22-24	Рт=0,325*48+0,64*55-9,0=41,8

3.3.3. Экономическое распределение электрической нагрузки

между агрегатами

Заданная станции электрическая нагрузка должна быть распределена между ее турбоагрегатами или энергоблоками таким образом, чтобы при полном выполнении поставленных задач расход топлива и денежных средств были минимальными.

Если станция состоит из нескольких однотипных агрегатов (блоков) одинаковой мощности, то нагрузка распределяется между ними равномерно при минимально необходимом числе работающих агрегатов, что позволяет дать каждому агрегату достаточно высокую нагрузку.

Если основное оборудование ТЭС состоит из разнотипных и различных по мощности и экономичности турбин и котлов, должно быть произведено экономичное распределение нагрузки.

Основным критерием для распределения электрической нагрузки является величина относительного прироста расхода тепла на единицу электрической мощности и определяется по энергетической характеристике турбоагрегата. Турбоагрегаты загружаются в порядке возрастания относительного прироста расхода тепла. В первую очередь следует нагружать агрегаты с меньшей величиной r_к. При равном значении r_к необходимо рассматривать r_т.

Распределение электрической нагрузки между агрегатами в период, когда все турбины находятся в рабочем состоянии, приведено в таблице 7; в период проведения ремонта (в соответствии с составленным годовым календарным графиком ремонтов основного оборудования) - в таблице 8.

Необходимо предусмотреть связь с системой в случаях избытка или недостатка нагрузки ТЭЦ.

Для турбоагрегата 2*Т-110-130 Q_ч =15+1,96Р_к+0,87Р_т

Для турбоагрегата ПТ-60-130/13 Q_ч =13,5+2,0Р_к+0,87Р_т

Таблица 7 – Распределение электрической нагрузки между агрегатами

в режиме работы всех турбин, МВт

Показатели	Часы
	0-6	6-8	8-16	16-22	22-24
Суммарная нагрузка ТЭЦ по графику: плановая фактическая технический минимум теплофикационная дополнительная конденсационная	214,2	214,2	252	226,8	189
	163,78	171,58	246,28	243,68	193,86
	29,3	29,3	29,3	29,3	29,3
	134,48	142,28	216,98	214,38	164,56
	50,42	42,62	5,72	0	0
Нагрузка турбины Т-110-130 всего: технический минимум теплофикационная дополнительная конденсационная	73,77	73,77	110	110	86,21
	10,75	10,75	10,75	10,75	10,75
	63,02	63,02	99,25	99,25	75,46
	25,21	21,31	2,86	0	0
Нагрузка турбины Т-110-130 всего: технический минимум теплофикационная дополнительная конденсационная	73,77	73,77	110	110	86,21
	10,75	10,75	10,75	10,75	10,75
	63,02	63,02	99,25	99,25	75,46
	25,21	21,31	2,86	-	-
Нагрузка турбины ПТ-60-130/13 всего: технический минимум теплофикационная дополнительная конденсационная	16,24	24,04	26,28	23,68	21,44
	7,8	7,8	7,8	7,8	7,8
	8,44	16,24	18,48	15,88	13,64
	0	0	0	0	0

Таблица 8 – Распределение электрической нагрузки между агрегатами в режиме ремонта турбины Т-110-130, МВт

Показатели	Часы
	0-6	6-8	8-16	16-22	22-24
Суммарная нагрузка ТЭЦ по графику: плановая фактическая технический минимум теплофикационная дополнительная конденсационная	214,2	214,2	252	226,8	189
	154,46	162,2	162,2	159,6	159,6
	18,55	18,55	18,55	18,55	18,55
	135,91	143,65	143,65	141,05	141,05
	59,74	52	89,8	67,2	29,4
Нагрузка турбины Т-110-130 всего: технический минимум теплофикационная дополнительная конденсационная	110	110	110	110	110
	10,75	10,75	10,75	10,75	10,75
	99,25	99,25	99,25	99,25	99,25
	0	0	0	0	0
Нагрузка турбины ПТ-60-130/13 всего: технический минимум теплофикационная дополнительная конденсационная	44,46	52,2	52,2	49,6	49,6
	7,8	7,8	7,8	7,8	7,8
	36,66	44,4	44,4	41,8	41,8
	15,54	7,8	7,8	10,4	10,4