ООО "Центр энергоаудиторских предприятий
нефтегазовой промышленности", г. Москва
Управление энергоэффективности
Департамента энергетики
и жилищно-коммунального комплекса
Администрации Ямало-Ненецкого автономного округа
Методические указания разработаны ООО "Центр энергоаудиторских предприятий нефтегазовой промышленности", г. Москва, и Управлением энергоэффективности Департамента энергетики и жилищно-коммунального комплекса Администрации Ямало-Ненецкого автономного округа.
Методические указания предназначены для специалистов электрических станций и электрических сетей, расположенных на территории Ямало-Ненецкого автономного округа, при проведении расчетов по определению расходов электрической энергии при ее производстве, передаче и распределении, а также расходу топлива на производство электрической энергии.
Методические указания содержат методики расчета расходов электрической энергии при производстве, передаче и потреблении электрической энергии, а также расходу топлива на производство электрической энергии. Приведены практические рекомендации и вспомогательные материалы для проведения расчетов и примеры расчетов.
Замечания и предложения по настоящим Методическим указаниям направлять по адресу: 629008, ЯНАО, г. Салехард, ул. Подшибякина, д. 25а, Управление энергоэффективности Департамента энергетики и жилищно-коммунального комплекса.
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Методические указания предназначены для использования инженерно-техническим и планово-экономическим составом предприятий электрических станций и электрических сетей для текущего планирования расхода электрической энергии при ее производстве, передаче и распределении, а также для определения норм расхода топлива на производство электрической энергии.
Нормирование расхода топливно-энергетических ресурсов - это определение меры их потребления в условиях эффективного использования. Основная задача нормирования - обеспечить применение при планировании и в производстве технически и экономически обоснованных прогрессивных норм расхода ТЭР для осуществления режима энергосбережения, рационального распределения и наиболее эффективного их использования.
Нормированию должны подлежать все виды расхода ТЭР на основные и вспомогательные производственно-эксплуатационные нужды независимо от их объема потребления. Итогом и целью нормирования является удельный расход этих ресурсов на производство единицы продукции.
Для выполнения норм необходимы: исправное оборудование, соблюдение установленных режимов работ, а также плановой загрузки по мощности оборудования.
Нормы расхода топливно-энергетических ресурсов должны:
- систематически пересматриваться с учетом условий производства, перспективных планов организационно-технических мероприятий, предусматривающих рациональное и эффективное использование топлива и электрической энергии;
- способствовать максимальной мобилизации внутренних резервов экономии топлива и электрической энергии, выполнению плановых заданий и достижению высоких экономических показателей производства.
Нормы расхода топливно-энергетических ресурсов при производстве электрической энергии следует рассматривать как максимально допустимые.
Все данные, закладываемые в расчеты по определению расходов электрической энергии, должны быть зафиксированы в договоре на пользование электрической энергией. К договору должен быть приложен акт разграничения балансовой принадлежности электрических сетей и эксплуатационной ответственности энергоснабжающей и энергопотребляющей сторон.
Учет количества реализованной электрической энергии должен проводиться в точке учета на границе раздела электрических сетей. Потери электрической энергии в сетях относятся на счет стороны, на балансе которой они находятся.
Перед проведением расчетов потребности в электрической энергии должна быть проведена оценка достоверности представленной потребителем исходной информации.
Результаты расчетов используются для анализа структуры технологического расхода электроэнергии на ее производство, передачу и распределение, выявление элементов с повышенными потерями, разработки мероприятий по снижению потерь электрической энергии и расхода топлива, а также при обосновании из размера для установления тарифов на электрическую энергию или размера платы за услуги по ее передаче и распределению.
В методических указаниях рассмотрены основные организационно-технические мероприятия, направленные на снижение технологического расхода электрической энергии при ее производстве, передаче и распределении, а также мероприятия по экономии расхода топлива и оптимизации удельных норм, которые должны систематически пересматриваться и совершенствоваться с учетом изменения структуры парка оборудования, режима его работы, достигнутых наиболее экономичных показателей и т.д.
В целях оценки эффективного использования энергетических ресурсов проводятся энергетические обследования организации или отдельных ее структур в случаях, предусмотренных действующим законодательством.
Методика содержит порядок определения потерь электрической энергии методом поэлементного расчета и средних нагрузок, которые рекомендуются как предпочтительные для разомкнутых сетей 10(6) кВ. Применение поэлементного метода расчета позволяет рассчитывать потери по отдельным конкретным элементам (распределительные линии 10(6) кВ; трансформаторы 10(6)/0,4 кВ; распределительные линии 0,4 кВ), а также по сети в целом.
Основные понятия:
- производство энергии (генерация) - коммерческая деятельность организации независимо от организационно-правовой формы по производству и продаже (поставке) электрической энергии (мощности) на оптовый или розничные рынки для дальнейшего преобразования, передачи, распределения и продажи (поставки) потребителям;
- передача электрической энергии (мощности) - оказание коммерческим организациям независимо от организационно-правовой формы - субъектам оптового рынка электроэнергии (мощности) услуг по передаче электроэнергии (мощности) по магистральным линиям электропередачи;
- распределение электрической энергии (мощности) - оказание коммерческим организациям независимо от организационно-правовой формы - субъектам оптового и розничных рынков услуг по поставке электрической энергии (мощности) потребителям по электрическим сетям;
- сбыт энергии (мощности) - продажа конечным потребителям, в том числе на основании договоров энергоснабжения, электрической энергии (мощности) производителями электрической энергии (мощности), получающими ее от собственных генерирующих источников, и сбытовыми компаниями.
1.ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМА ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
При определении объема выработки электроэнергии используются фактические данные, полученные из систем коммерческого учета, а также результаты контрольных замеров за расчетный период.
Объем выработки электроэнергии собственными электростанциями на планируемый год определяется по формуле (кВт.ч):
W = Wреал. + Wс.н. + Wх.н. + Wпот. + Wэ.с. (1.1),
где Wреал. - планируемый объем реализации электроэнергии потребителям, кВт.ч;
Wс.н. - расход электроэнергии на собственные нужды электростанции и подстанций, кВт.ч;
Wх.н. - расход электроэнергии на хозяйственные нужды, кВт.ч;
Wпот. - потери электроэнергии в сетях, кВт.ч;
Wэ.с. - поступление электроэнергии от сторонних источников, кВт.ч.
1.1.Определение объема реализации электрической энергии
Объем реализации электроэнергии рассчитывается на основании фактических объемов реализации предыдущего (базового) года (Wб.реал.) и проектов развития городов и поселков, учитывающих рост либо снижение потребления электроэнергии.
Wреал. = Wб.реал. x АЛЬФА +- Wразв. (1.2),
где Wб.реал. - фактический объем реализации электроэнергии предыдущего (базового) года, кВт.ч;
АЛЬФА - статистический коэффициент, учитывающий колебания потребления электроэнергии, обусловленный социальным развитием населенного пункта, кВт.ч;
Wразв. - объем электроэнергии, учитывающий рост либо снижение потребления электроэнергии, обусловленный проектом развития населенного пункта.
Статистический коэффициент АЛЬФА учитывает тенденцию роста либо снижения потребления электроэнергии, обусловленные социальным развитием населенного пункта (рост или снижение благосостояния населения, колебания числа жителей и т.п.). Коэффициент АЛЬФА можно определить по формуле:
T
SUM W
t
АЛЬФА = ----- (1.3),
TW
t
где:
T
SUM W - объем реализации электрической энергии за период T
t
- лет, кВт.ч;
T - период, за который определяется коэффициент, обычно Т = 5
лет;
W - объем реализации электрической энергии за первый год
t
периода Т, кВт.ч.
Wреал. = bж x n + Wпр. (1.4),
где:
bж - удельный расход электроэнергии на 1 жителя в год, принимаемый по таблице 1.1, кВт.ч;
n - количество жителей, чел.;
Wпр. - расход электроэнергии по предприятиям, расчет выполняется отдельно по каждому предприятию исходя из его производственных нужд, кВт.ч/год.
Укрупненно Wпр. можно рассчитать по формуле (кВт.ч):
Wпр. = bосв. x F x Zосв. + Kо x Kи x Z x
x (P1 x m1 + ... + Pi x mi) (1.5),
где:
bосв. - удельный расход электроэнергии на освещение, принимается 0,01 кВт/м2;
F - площадь помещения, м2;
Zосв. - продолжительность использования осветительной нагрузки за планируемый период, час;
Kо - коэффициент одновременности работы энергооборудования, находится как отношение среднего количества одновременно работающего энергооборудования к общему количеству энергооборудования на предприятии;
Kи - коэффициент использования, это отношение среднего числа часов работы единицы оборудования к периоду рассчитываемого времени (год, месяц выраженные в часах);
P1, Pi - мощность энергооборудования, кВт:
Z - период рассчитываемого времени (год, месяц, выраженные в часах);
m1, mi - число токоприемников одинаковой мощности;
i - число групп токоприемников.
При эксплуатации электроприемников различного назначения коэффициент использования определяется опытным путем, как отношение средней потребляемой мощности приемника за рассматриваемое время к номинальной (установленной) мощности.
При использовании электроэнергии для отопления и вентиляции зданий расчет производится отдельно согласно конструкции электроприборов, их паспортных данных и климатологических характеристик городов и поселков.
Таблица 1.1
Средний расход электроэнергии на 1 жителя
| Факторы, влияющие
на удельный расход электроэнергии |
Расход электроэнергии
на 1 жителя в месяц,
кВт.ч |
| В домах с газовыми плитами
и централизованным горячим водоснабжением |
90 - 110 |
| В домах с огневыми плитами |
110 - 130 |
| В домах с электроплитами
и централизованным горячим
водоснабжением |
130 - 150 |
| В домах с газовыми плитами
и использованием электроэнергии
для подогрева воды |
220 - 250 |
| В домах с электроплитами и использованием
электроэнергии для подогрева воды |
260 - 280 |
Определяем по табл. 1.1 средний расход электрической энергии на 1 жителя, равный 235 кВт.ч/мес.
Расход электроэнергии будет равен:
W = 235 x 4 x 3 = 2820 кВт.ч
Пример 2. Определить годовую потребность в электрической энергии профессионального училища. Площадь занимаемого помещения равна 956 м2. За расчетный период для оборудования, задействованного в процессе обучения, принят учебный год, для вспомогательного - календарный.
Расчет ведем по формуле (1.5), результаты расчетов и исходные данные сводим в таблицу:
| Оборудование |
Един.
установ.
мощность
Р, кВт |
Кол-во
установл.
оборуд-я
m, шт. |
Кол-во
одноврем.
работающ.
оборудов-я
m, шт. |
Коэффициент
одновремти работы
оборуд-я
Ко
(гр. 4/гр. 3) |
Коэффициент
использования
Ки |
Кол-во
часов
работы
в год
Z |
Расход
электроэнергии
в год
Wпр, кВт.ч
(гр. 2 x 3 x
x 5 x 6 x 7) |
| 1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
| Компьютер |
0,45 |
50 |
42 |
0,84 |
0,5 |
1968 |
18597,6 |
| Принтер |
0,12 |
15 |
10 |
0,67 |
0,35 |
1968 |
826,56 |
| Сканер |
0,12 |
3 |
2 |
0,67 |
0,35 |
100 |
8,4 |
| Ксерокс |
0,12 |
4 |
3 |
0,75 |
0,35 |
800 |
100,8 |
| Холодильник |
1,35 |
12 |
12 |
1 |
0,2 |
8760 |
28382,4 |
| Стиральная
машина |
0,6 |
5 |
4 |
0,8 |
0,35 |
984 |
826,56 |
| Центрифуга |
3 |
1 |
1 |
1 |
0,6 |
492 |
885,6 |
| Швейная машина |
0,37 |
42 |
38 |
0,90 |
0,5 |
1968 |
13835,04 |
| Оверлок |
0,37 |
5 |
4 |
0,8 |
0,35 |
1968 |
1019,424 |
| Плита
4-камфорочная |
6 |
6 |
3 |
0,5 |
0,75 |
2440 |
32940 |
| Деревооб.
станки |
2,2 |
6 |
4 |
0,67 |
0,12 |
1968 |
2078,208 |
| Водонагреватель |
6 |
4 |
2 |
0,5 |
0,75 |
1200 |
10800 |
| Электросушка
для рук |
1 |
2 |
1 |
0,5 |
0,75 |
492 |
369 |
| Кондиционер |
12 |
1 |
1 |
1 |
0,6 |
1200 |
8640 |
| Телевизор |
0,085 |
29 |
20 |
0,69 |
0,35 |
984 |
585,48 |
| Магнитофон |
0,015 |
15 |
8 |
0,53 |
0,2 |
492 |
11,808 |
| Факс |
0,22 |
2 |
1 |
0,5 |
0,35 |
984 |
75,768 |
| Электрообогреватель |
1,5 |
25 |
15 |
0,6 |
0,7 |
600 |
9450 |
| Электроутюг |
0,5 |
12 |
8 |
0,67 |
0,35 |
984 |
1377,6 |
| Электрочайник |
2 |
25 |
20 |
0,8 |
0,35 |
246 |
3444 |
| Электродрель |
0,42 |
2 |
1 |
0,5 |
0,14 |
1968 |
115,7184 |
| Сварочный
аппарат |
6 |
3 |
2 |
0,67 |
0,35 |
1968 |
8265,6 |
| Электрорубанок |
0,8 |
1 |
1 |
1 |
0,14 |
1968 |
220,416 |
| Пылесос |
0,6 |
7 |
4 |
0,57 |
0,35 |
1968 |
1653,12 |
| Музыкальный
центр |
0,12 |
5 |
2 |
0,4 |
0,35 |
1968 |
165,312 |
| Итого |
|
282 |
207 |
0,73 |
|
|
144674 |
В примере коэффициент использования принят на основании справочных данных.
1.2.Расход электроэнергии на собственные нужды автономной электростанции и хозяйственные нужды при выработке электрической энергии
Расход электрической энергии на собственные нужды электростанции и подстанций (Wх.н.), хозяйственные нужды электростанции и электрических сетей предприятия (Wс.н.) определяется на основании данных приборов учета электроэнергии в соответствии с Типовой инструкцией по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении РД 34.09.101-94, утвержденной Главгосэнергонадзором России 02.09.1994. Извлечение из РД 34.09.101-94 в приложении 1.
Расход электроэнергии на собственные нужды электростанции не должен превышать 4% от планируемого объема реализации электроэнергии.
1.3.Определение потерь электрической энергии в сетях
1.3.1.Основные положения определения потерь
в электрических сетях
1.Настоящий раздел предназначен для применения организациями системы жилищно-коммунального хозяйства, эксплуатирующими городские и поселковые электрические сети напряжением 10(6) - 0,4 кВ.
2.В настоящем разделе рассматриваются положения, относящиеся к определению потерь электроэнергии в трансформаторах (ДЕЛЬТА Wтр) и линиях электропередачи (ДЕЛЬТА Wл).
3.В соответствии с указанием Госстроя России от 30.04.99 N-ЛЧ-К187/13 величина потерь электроэнергии, включаемая в тариф на электроэнергию, должна технически обосновываться в соответствии с Методиками, утвержденными Госстроем России и согласованными с Госэнергонадзором.
4.Настоящий раздел содержит полный аутентичный текст разделов 15 - 26 и приложений 1 - 7, 9 Методических рекомендаций по определению потерь электрической энергии в городских электрических сетях напряжением 10(6) - 0,4 кВ (далее - Методика), разработанных РАО "Роскомунэнерго" и ЗАО "АСУ "Мособлэлектро", согласованных Госэнергонадзором Минэнерго 09.11.2000 N 32-01-07/45 и утвержденных заместителем председателя Госстроя России 23.04.2001 с дополнительными требованиями, отражающими потребности коммунальной энергетики Ямало-Ненецкого автономного округа. Система нумерации глав и пунктов в настоящем разделе соответствует установленной в Методических рекомендациях по определению потерь электрической энергии в городских электрических сетях напряжением 10(6) - 0,4 кВ.
5.Настоящий раздел содержит также дополнительные требования, выделенные курсивом.
6.По содержанию устанавливаемых требований Методика является основополагающей, положения которой должны применяться во всех случаях выполнения технически обоснованных расчетов и анализе уровня потерь электрической энергии, разработке мероприятий по оптимизации конфигурации и режимов работы электрических сетей.
7.Методика содержит порядок определения потерь электроэнергии методом поэлементного расчета и средних нагрузок, которые рекомендуются как предпочтительные для разомкнутых сетей 10(6) кВ.
8.Применение поэлементного метода расчета позволяет рассчитывать потери по отдельным конкретным элементам (распределительные линии 10(6) кВ; трансформаторы 10(6)/0,4 кВ; распределительные линии 0,4 кВ), а также по сети в целом.
9.Для выполнения расчетов и анализа потерь электроэнергии в городских и поселковых электрических сетях должны использоваться программы расчетов с применением ЭВМ, имеющие сертификат соответствия. До внедрения программ расчеты потерь в сетях могут проводиться без использования ЭВМ с соблюдением требований настоящей Методики. Описание одной из рекомендованных программ приведено в приложении 7. К использованию для расчета потерь электроэнергии допускаются программы, рекомендованные Госэнергонадзором или Госстроем России.
10.Результаты расчетов используются для анализа структуры технологического расхода электрической энергии на ее передачу и распределение, выявление элементов с повышенными потерями, разработки мероприятий по снижению потерь электрической энергии, а также при обосновании их размера для целей установления тарифов на электрическую энергию или размера платы за услуги по ее передаче и распределению.
11.На основании выполненных расчетов потерь электрической энергии предприятия должны проводить структурный анализ потерь электрической энергии, а также при обосновании их размера для целей установления тарифов на электрическую энергию или размера платы за услуги по ее передаче и распределению.
12.Расчеты потерь электроэнергии должны базироваться на данных суточных графиков тока нагрузки и напряжения на шинах ЦП и РП, приходящихся на период контрольных замеров в зимний максимум и летний минимум нагрузок. Измерения проводятся при нормальном режиме работы электрической сети. Кроме того, необходимо иметь величину токов трехфазного короткого замыкания на шинах ЦП или реактанс системы (Rе; Xс).
13.Для выполнения расчетов потерь в сети 0,4 кВ измерения токов нагрузки фаз и напряжения в начале и конце линии должны производиться одновременно. Токовые нагрузки измеряются на всех фазах и в нулевом проводе.
14.Для анализа потерь электрической энергии и достоверности отчетных экономических показателей работы электрических сетей ежегодно должен составляться баланс, в состав которого включаются следующие показатели:
- поступление электрической энергии с шин ЦП в городскую распределительную сеть (Wn);
- отпуск электрической энергии потребителям (Wo);
- расход электрической энергии на собственные (Wсн) и хозяйственные нужды (Wкн);
- потери электрической энергии в силовых трансформаторах (ДЕЛЬТА Wтр);
- потери электрической энергии в распределительных линиях (ДЕЛЬТА Wл);
- погрешность измерений (ДЕЛЬТА Wи).
Значение фактического небаланса (НБ) определяется по формулам, приведенным в (4).
Если фактическое значение НБ превышает его допустимое значение, необходимо выявить причины этого и принять меры по их устранению.
1.3.2.Подготовка исходных данных для расчета
потерь электрической энергии
1.Для выполнения расчетов потерь электрической энергии используется утвержденная принципиальная электрическая схема питающей и распределительной сети 10(6) - 0,4 кВ в нормальном режиме ее работы с указанием на ней всех центров (источников) питания (ЦП), распределительных пунктов (РП), типов реакторов, марок, сечений и длин всех кабельных (КЛ) и воздушных (ВЛ) линий, номера сетевых и абонентских трансформаторных подстанций (ТП). На ТП должен быть указан номер ячеек, данные силовых трансформаторов, коммутирующих аппаратов. На ЦП и РП указываются номера секций и ячеек, наименование питающих и распределительных линий, отходящих от данных секций. Кроме того, на схеме сети должны быть проставлены токоразделы, соответствующие нормальному режиму работы электрической сети.
2.При расчетах потерь электрической энергии используются фактические данные, полученные из автоматизированной системы контроля и учета, а при ее отсутствии - результаты контрольных замеров за расчетный период.
3.Наличие утвержденной принципиальной электрической схемы питающей и распределительной сети 10(6) - 0,4 кВ, а также выполнение контрольных замеров и учет электрической энергии регламентированы Правилами эксплуатации электроустановок потребителей.
1.3.3.Определение потерь электрической энергии
в сетях напряжением 10(6) кВ
1.Исходными данными для расчета потерь электрической энергии в сети напряжением 10(6) кВ являются:
- общее количество активной электрической энергии Wп (кВт.ч), поступившей в распределительную сеть за расчетный период;
- количество активной WА (кВт.ч) и реактивной Wр (кВАр.ч) энергии, поступившей в каждую линию напряжением 10(6) кВ за расчетный период;
- суточные почасовые графики нагрузки I(t) на шинах ЦП для рабочих суток зимнего максимума и летнего минимума нагрузок, выбранные для контрольных замеров в расчетный период;
- сведения о продолжительности отключения линий в течение расчетного периода, ч.;
- данные о фактической величине расхода электрической энергии за расчетный период (кВт.ч, %) на передачу ее и распределение.
2.Расчет потерь электрической сети 10(6) кВ по программам на ЭВМ выполняется для каждого участка линии, отходящей от шин ЦП до абонента. До внедрения программ расчетов потерь на ЭВМ уровень потерь электрической энергии в электрических сетях может быть определен по нижеприведенным формулам.
3.Потери электрической энергии в каждой линии сети определяются по следующей формуле (кВт.ч):
ДЕЛЬТА Wci = ДЕЛЬТА W'A + ДЕЛЬТА W''A (1.6),
где:
ДЕЛЬТА Wci - суммарные потери электрической энергии в линии;
ДЕЛЬТА W'A - потери активной энергии в активном сопротивлении линии (формула 2);
ДЕЛЬТА W''A - потери активной энергии в активном сопротивлении линии при передаче реактивной мощности (ф. 3).
4.Потери активной электроэнергии в распределительной линии за расчетный период времени t (кВт.ч):
'' 2 2 2
ДЕЛЬТА W = 3 x K x R x t x [I + (I - I ) x БЕТА] x
A Э SUM МИН МАКС МИН
-3
x 10 (1.7),
2 -3
W x R x 10
'' p SUM
ДЕЛЬТА W = -------------- (1.8),
A 2
U x t
н
где:
K - коэффициент эквивалентности сопротивления
Э
распределительной линии;
R - активное и реактивное сопротивление распределительной
SUM
линии, Ом;
t - расчетный период (за вычетом продолжительности отключения
линии), ч.;
I , I - соответственно минимальное и максимальное
МИН МАКС
значение на головном участке, взятые из суточных графиков
нагрузки, снятые в зимний максимум и летний минимум, приходящихся
на период контрольных замеров, А;
БЕТА - коэффициент формы графика нагрузки.
Коэффициент эквивалентности Кэ определяется по табл. 1.2 - 1.3 и графика зависимости коэффициента эквивалентности сопротивления распределительной линии (рис. 1) в зависимости от отношения Rг.у/Rz и места сосредоточения мощной нагрузки (номинальной мощности ТП) вдоль распределительной линии (Rг.у - активное сопротивление головного (до первой нагрузки) участка распределительной линии, которое определяется по формуле, (Ом)):
Rг.у. = r0 x Iг.у. (1.9),
где:
r0 - удельное расчетное активное сопротивление 1 км кабеля (провода) головного участка, Ом/км;
Iг.у. - длина кабеля (провода) головного участка от ЦП до места присоединения суммарной нагрузки, км.
Если головной участок состоит из кабелей (проводов) разного сечения, то при определении SUMRг.у. учитываются сопротивления всех частей головного участка линии.
Для определения места сосредоточения мощной нагрузки вдоль распределительной линии поступают следующим образом, - количество нагрузок (TП) распределительной линии делят пополам; по обе стороны предполагаемого сечения определяют суммарную установленную мощность трансформаторов ТП; в зависимости от расположения мощной нагрузки (в начале или в конце линии), используются кривые 1 и 2 графика зависимости коэффициента эквивалентности сопротивления распределительной линии (рис. 1) или табл. 1.2 - 1.3. Если имеется ответвление, то его условно заменяют сосредоточенной нагрузкой с суммарной установленной мощностью в месте присоединения ответвления.
При выполнении расчетов на ЭВМ с использованием программных средств замена разветвленных линий эквивалентной нагрузкой не требуется, расчет потерь на ЭВМ выполняется для каждого участка сети 10(6) кВ.
6.Активное и индуктивное сопротивления распределительной линии определяют (Ом):
k k
RSUM = SUM r x l ; XSUM = SUM x x I (1.10),
i=1 0i i i=1 0i i
где:
r , x - удельное активное и индуктивное сопротивления 1 км
0i 0i
кабеля (провода) одного сечения i-го участка, Ом x км;
l - длина i-го участка, км;
i
k - число участков распределительной линии.
Рис. 1 "Зависимость коэффициента эквивалентности сопротивления распределительной линии" в базу не включен по техническим причинам.
Таблица 1.2
Зависимость коэффициента эквивалентности
сопротивления распределительной линии в случае
расположения мощной нагрузки в начале линии
Rг.у. / RSUM
| 0,05
| 0,1
| 0,15
| 0,2
| 0,25
| 0,3
| 0,35
| 0,4
| 0,45
| 0,5
|
K
Э
| 0,1
| 0,17
| 0,22
| 0,3
| 0,36
| 0,42
| 0,48
| 0,52
| 0,58
| 0,62
|
Rг.у. / RSUM
| 0,55
| 0,6
| 0,65
| 0,7
| 0,75
| 0,8
| 0,85
| 0,9
| 0,95
| 1,0
|
K
Э
| 0,66
| 0,72
| 0,75
| 0,8
| 0,84
| 0,87
| 0,91
| 0,94
| 0,98
| 1,0
|
Зависимость коэффициента эквивалентности сопротивления
распределительной линии в случае расположения мощной
нагрузки в конце или середине линии
Rг.у. / RSUM
| 0,05
| 0,1
| 0,15
| 0,2
| 0,25
| 0,3
| 0,35
| 0,4
| 0,45
| 0,5
|
K
Э
| 0,2
| 0,3
| 0,39
| 0,47
| 0,53
| 0,58
| 0,62
| 0,66
| 0,7
| 0,74
|
Rг.у. / RSUM
| 0,55
| 0,6
| 0,65
| 0,7
| 0,75
| 0,8
| 0,85
| 0,9
| 0,95
| 1,0
|
K
Э
| 0,78
| 0,81
| 0,85
| 0,88
| 0,91
| 0,94
| 0,98
| 0,99
| 1,0
| 1,0
|
------
/ 2 2
/ W + W
\\/ A P
-------------------- (1.11),
--
/ 3 x U x 8760
\\/ ср
где:
U - среднее напряжение на шинах ЦП за расчетный период.
ср
8.Относительное значение среднего тока нагрузки для каждой линии определяют:
Iср - Iмин
ДЕЛЬТА I = ------------ (1.12),
Iмакс - Iмин
Iмин, Iмакс - минимальный и максимальный ток, взятый из суточных графиков замеров нагрузок в период контрольных замеров в расчетный период, А.
9.Из усредненного графика ДЕЛЬТА Iср = f (БЕТА) по значению ДЕЛЬТА Iср находится коэффициент формы годового графика нагрузки БЕТА (рис. 2) (8).
Рис. 2 "Зависимость коэффициента графика ДЕЛЬТА Iср = f (БЕТА)" в базу не включен по техническим причинам.
Таблица 1.4
Зависимость коэффициента графика
ДЕЛЬТА Iср = f (БЕТА)
| ДЕЛЬТА Iср |
0,05 |
0,1 |
0,15 |
0,2 |
0,25 |
0,3 |
0,35 |
0,4 |
0,45 |
0,5 |
| БЕТА |
0,04 |
0,08 |
0,11 |
0,15 |
0,2 |
0,23 |
0,27 |
0,3 |
0,35 |
0,41 |
| ДЕЛЬТА Iср |
0,55 |
0,6 |
0,65 |
0,7 |
0,75 |
0,8 |
0,85 |
0,9 |
0,95 |
1,0 |
| БЕТА |
0,46 |
0,51 |
0,57 |
0,62 |
0,68 |
0,76 |
0,83 |
0,9 |
1,0 |
1,1 |
m
ДЕЛЬТА W = SUM ДЕЛЬТА W (1.13),
c i=1 ci
m - число распределительных линий.
Относительные потери электроэнергии в сети 10(6) кВ за расчетный период:
ДЕЛЬТА W x 100%
c
ДЕЛЬТА W = ---------------- (1.14).
c% m
SUM W
i=1 A
1.3.4.Определение потерь электрической энергии
в силовых трансформаторах
напряжением 10(6)/0,4 кВ
1.Исходными данными для расчета потерь электрической энергии в силовых трансформаторах являются:
- тип трансформаторов, мощность;
- номинальный ток, потери холостого хода и короткого замыкания (по паспортным данным);
- сведения об отключении трансформаторов в течение расчетного периода;
- средний максимальный рабочий ток трансформатора, взятый из суточных графиков нагрузки в период контрольных замеров, определяется по формуле (А):
IA + IB +IC
Iср.макс = ----------- (1.15);
3
2.Годовые потери электрической энергии в силовом трансформаторе определяются (кВт.ч):
ДЕЛЬТА W = ДЕЛЬТА P x t + ДЕЛЬТА P x ТАУ x
mp.i x.x.i k.з.i
2
x K (1.16),
з
t - число часов работы трансформатора за расчетный период;
ТАУ - время максимальных потерь (условное время, в течение которого потери в активном сопротивлении элемента сети при постоянной максимальной нагрузке были бы равны потерям энергии в том же элементе за расчетный период времени при действительном графике нагрузки), ч;
ДЕЛЬТА P , + ДЕЛЬТА P - потери мощности холостого и
x.x.i k.з.i
короткого замыкания, кВт;
K - коэффициент загрузки трансформатора в период годового
з
максимума, определяемый как
Iср.макс
Kз = -------- (1.17),
Iнi
Iнi - номинальный ток i-го трансформатора, А;
Iср.макс - средний максимальный ток по суточным графикам в период контрольных замеров, А.
3.Приближенно величину ТАУ определяют по следующей формуле, (ч):
Т 2
ТАУ = (0,124 + ---) x 8760 (1.18),
4
10
Т - число часов использования максимальной нагрузки, ч.
4.Число часов использования максимальной нагрузки Т определяется по формуле:
W
Т = -----------------------------,
-- n
\\/ 3 x U x SUM Iср.макс
тр.н. i=1
где:
U - номинальное линейное напряжение трансформатора на
тр.н.
низкой стороне, В.
Рис. 3 "Зависимость ТАУ = f(Т)" в базу не включен по техническим причинам.
5.Годовые потери электрической энергии во всех трансформаторах определяются (кВт.ч):
n
ДЕЛЬТА W = SUM ДЕЛЬТА W (1.20),
тр i=1 тр.i
n - число трансформаторов в электрической сети.
6.Относительная величина потерь электрической энергии в силовых трансформаторах (%):
ДЕЛЬТА Wтр x 100%
ДЕЛЬТА Wтр% = ----------------- (1.21),
Wтр
Wтр - количество электрической энергии, поступившей в силовые трансформаторы, кВт.ч:
Wтр = Wn - ДЕЛЬТА Wс - ДЕЛЬТА Wтр.а (1.22)
Пример расчета определения потерь электроэнергии в силовых трансформаторах напряжением 10(6)/0,4 кВ приведен в приложении 6.
1.3.5.Определение величины потерь электрической
энергии в сети напряжением 0,4 кВ
1.Исходными данными для определения потерь электроэнергии в целом по сети 0,4 кВ или по какому-либо району указанной сети являются:
- количество электрической энергии Wн.н. кВт.ч, поступившей в сеть напряжением 0,4 кВ за расчетный период;
- фазные напряжения на всех трех фазах отходящей линии U1а, U1в, U1с и токи Iа, Iв, Iс, измеренные на шинах ТП;
- фазные напряжения U2а, U2в, U2с, измеренные в конце линии.
Измерения выполняются в дни контрольных замеров в расчетный период.
2.Потери электроэнергии в линиях 0,4 кВ рассчитываются по формулам (кВт.ч):
для кабельной линии:
ДЕЛЬТА W = 1,35 x К x I x ДЕЛЬТА U x
i д.пi срi ср.i
-3
x ТАУ x 10 (1.23);
ДЕЛЬТА W = 1,31 x К x I x ДЕЛЬТА U x
i д.пi сpi ср.i
-3
x ТАУ x 10 (1.24),
где:
ДЕЛЬТА U - среднее падение напряжения в конце
ср.i
распределительной линии, В;
I - средний ток линии 0,4 кВ в ее начале на ТП в момент
срi
замера ДЕЛЬТА U .
ср.i
ТАУ
ДЕЛЬТА W% = 0,78 x Кд.п.ср x ДЕЛЬТА Uср% x --- (1.25),
Т
Кд.п.ср - коэффициент дополнительных потерь, возникших из-за неравномерной загрузки фаз;
Uср% - средние относительные потери напряжения для сети низкого напряжения, %.
4.Определение относительных потерь напряжения (в %) для сети напряжением 0,4 кВ производится по измерениям фазных напряжений в начале и в конце линии и подсчитывается как среднее фазное значение напряжения в начале и в конце линии в дни контрольных замеров, В:
Uа + Uв + Uс
Uф.ср(н,к) = ------------ (1.26);
3
ДЕЛЬТА U = Uср.н - Uср.к (1.27);
средний процент потерь напряжения для одной ТП:
ДЕЛЬТА U
ДЕЛЬТА U% = -------- x 100% (1.28);
Uср.н
n
SUM ДЕЛЬТА U%
i=1
ДЕЛЬТА U % = ------------- (1.29),
ср n
n - число ТП, на которых были выполнены контрольные замеры.
Средний процент потерь мощности в сети 0,4 кВ (%):
ДЕЛЬТА Pср% = ДЕЛЬТА Uср% x Км/н (1.30),
где:
Км/н - коэффициент, определяющий отношение потери мощности к потери напряжения (для приближенных вычислений принимать Км/н=0,75) (4).
5.Число часов максимальных потерь ТАУ рекомендуется определять по формуле (1.18) или из графика ТАУ=f(Т) (рис.3).
6.Средний коэффициент дополнительных потерь для сети напряжением до 0,4 кВ равен:
n
SUM К
i=1 д.пi
К = --------- (1.31),
д.п.ср n
где:
n - число распределительных линий, включенных в расчет;
К - коэффициент дополнительных потерь при неравномерной
д.п.ср
нагрузке фаз распределительной линии определяют:
R R
2 о о
К = К x (1 + 1,5 --) - 1,5 -- (1.32),
д.пi нi R R
ф ф
где:
R , R - соответственно активные сопротивления нулевого и
о ф
фазного проводов, Ом;
К - коэффициент неравномерности нагрузки фаз
нi
распределительной линии, который равен:
I I I
2 1 ai 2 вi 2 ci 2
К = - x [(-----) + (-----) + (-----) ] (1.33),
нi 3 I I I
ср.i ср.i ср.i
где:
I , I , I - соответственно значения токов фаз А, В, С
ai вi ci
головного участка распределительной линии 0,4 кВ, А;
I - среднее значение токов фаз А, В, С, (А).
ср.i
2
Коэффициенты К и К можно определить по приложению 2. Для
нi д.п
2
двухпроводной линии К =1, для трехпроводной линии К = К .
д.п д.п нi
ТАУ
W% = 0,76 x Кд.п.ср x (ДЕЛЬТА ДЕЛЬТАср%) x --- (1.34).
Т
ТАУ
ДЕЛЬТА W% = (ДЕЛЬТА ДЕЛЬТАср%) x --- (1.35).
Т
ДЕЛЬТА W%
ДЕЛЬТА Wн.н = --------- x Wн.н (1.36).
100%
1.3.6.Мероприятия по снижению потерь
электрической энергии
в городских электрических сетях
1.Снижение потерь электрической энергии при передаче и распределении является актуальной задачей энергоснабжающих организаций и одним из основных направлений энергосбережения. Основным условием работы электрической сети с минимальными потерями является ее рациональное построение. При этом особое внимание должно быть уделено правильному определению точек деления в замкнутых сетях, экономичному распределению активных и реактивных мощностей, внедрению замкнутых и полузамкнутых схем сети 0,4 кВ.
Потери энергии в рационально построенных и нормально эксплуатируемых сетях не должны превышать обоснованного технологического расхода энергии при ее передаче и распределении. Мероприятия по снижению потерь энергии должны проводиться в сетях, где есть те или иные отклонения от рационального построения и оптимального режима эксплуатации.
Применение современных математических методов расчета позволяет минимизировать технологические расходы электрической энергии и довести их до технически обоснованных величин.
2.Снижение потерь электроэнергии в электрических сетях может быть достигнуто как в результате проведения мероприятий по общей оптимизации сети, когда снижение потерь энергии является одной из составляющих частей комплексного плана, так и в результате проведения мероприятий, направленных только на снижение потерь. По этому признаку все мероприятия по снижению потерь (МПС) могут быть условно разделены на три группы:
- организационные, к которым относятся МПС по совершенствованию эксплуатационного обслуживания электрических сетей и оптимизации их схем и режимов (малозатратные и беззатратные МПС);
- технические, к которым относятся мероприятия по реконструкции, модернизации и строительству сетей (МПС, требующие капитальных затрат);
- мероприятия по совершенствованию учета электрической энергии, которые могут быть как беззатратные, так и требующие дополнительных затрат (при организации новых точек учета).
3.К организационным мероприятиям могут относиться:
- определение (выбор) точек оптимального деления сети 6 - 10 кВ;
- уменьшение времени нахождения линии в отключенном положении при выполнении технического обслуживания и ремонта оборудования и линий;
- снижение несимметрии (неравномерности) загрузки фаз;
- рациональная загрузка силовых трансформаторов.
4.К приоритетным техническим мероприятиям в распределительных сетях 10(6) - 0,4 кВ относятся:
- в проектах, предусматривающих при реконструкции перевод действующих сетей 6 кВ на повышенное напряжение 10 кВ, рекомендуется использовать установленное оборудование при соответствии его характеристик повышенному напряжению;
- увеличение доли сетей на напряжение 35 кВ;
- сокращение радиуса действия и строительство ВЛ 0,4 кВ в трехфазном исполнении по всей длине;
- применение столбовых трансформаторов (10(6)/0,4 кВ) малой мощности для сокращения протяженности сетей напряжением 0,4 кВ;
- перевод сетей низкого напряжения с 220 В на 380 В;
- применение самонесущих изолированных и защищенных проводов для ВЛ напряжением 0,4 - 10 кВ;
- использование максимально допустимого сечения проводов в электрических сетях напряжением 0,4 - 10 кВ с целью адаптации их пропускной способности к росту нагрузок в течение всего срока службы;
- усиление элементов действующей сети путем прокладки новых линий или замене проводов и кабелей на большие сечения;
- проведение работы по компенсации реактивных нагрузок;
- поддержание значений показателей качества электрической энергии в соответствии с требованием ГОСТа 13109-97;
- внедрение устройств автоматического регулирования напряжения под нагрузкой, вольт добавочных трансформаторов, средств встроенного регулирования напряжения;
- внедрение нового экономического электрооборудования, в частности, трансформаторов с уменьшенными активными и реактивными потерями холостого хода, установка конденсаторных батарей, встроенных в КТП и ЗТП;
- комплексная автоматизация и телемеханизация электрических сетей, применение коммутационных аппаратов нового поколения;
- применение средств дистанционного определения мест повреждения в электрических сетях для сокращения времени поиска и ликвидации аварий.
5.В состав мероприятий по совершенствованию учета следует предусматривать:
- применение приборов учета (электросчетчики, измерительные трансформаторы) более высокого класса точности измерения;
- осуществление мер по предупреждению несанкционированного доступа к клеммам средств измерений;
- внедрение автоматизированных систем учета, сбора и передачи информации;
- проведение организационных и технических мероприятий по предупреждению выявления и устранению безучетного потребления электрической энергии.
6.Характерной особенностью режима работы электрических сетей 0,4 кВ является неравномерность загрузки фаз.
Величина потерь мощности при неравномерной нагрузке фаз ДЕЛЬТА Pн может быть выражена как
ДЕЛЬТА Pн = Кд.п x ДЕЛЬТА Pс (1.37),
где:
ДЕЛЬТА Pс - потери мощности при симметричной нагрузке фаз, кВт;
Кд.п - коэффициент дополнительных потерь при неравномерной нагрузке.
Выравнивание нагрузок производится переключением нагрузки с более загруженной фазы на менее загруженные после проведения замеров нагрузок по фазам линии и анализа результатов.
Отрицательное влияние несимметрии, которую нельзя устранить выравниванием нагрузок по фазам, можно уменьшить:
- заменой силовых трансформаторов со схемой соединения обмоток "звезда/звезда" на трансформаторы со схемой "звезда/зигзаг" или "треугольник/звезда", которые менее чувствительны к несимметрии нагрузок;
- увеличением сечения нулевого провода в линии 0,4 кВ до сечения фазного провода.
В приложении 3 (таб. 1) приводится пример расчета эффективности мероприятий выравнивания нагрузки фаз в сети 0,4 кВ.
7.Важным мероприятием по сокращению технологического расхода электрической энергии является увеличение эффективности использования трансформаторов за счет сезонного отключения одного из двух трансформаторов двухтрансформаторной подстанции. При этом отключается трансформатор, работающий с наименьшей нагрузкой, и его нагрузка переводится на другой трансформатор. Пример расчета эффективности данного мероприятия приводится в приложении 3 (таб. 2).
8.Сокращение потерь электрической энергии достигается заменой трансформаторов при устойчивом недоиспользовании их мощности. При коэффициенте загрузки трансформатора 10(6)/0,4 кВ меньше 0,5 имеет место существенное относительное увеличение потерь электрической энергии за счет потерь холостого хода.
Снижение потерь электрической энергии в результате замены трансформаторов определяется по формуле (кВт.ч):
ДЕЛЬТА W = (ДЕЛЬТА P - ДЕЛЬТА P ) x Т +
тр x.x.1 x.x.2
2 2
+ ДЕЛЬТА P x К - ДЕЛЬТА P x К ) x ТАУ (1.38),
кз.1 з1 кз.2 з1
где:
ДЕЛЬТА P , ДЕЛЬТА P - потери мощности холостого хода
x.x.1 x.x.2
трансформаторов, кВт;
ДЕЛЬТА P , ДЕЛЬТА P - потери мощности короткого
кз.1 кз.1
замыкания трансформаторов, кВт;
ТАУ - время максимальных потерь, ч.
В приложении 3 (таб. 3) приведен пример расчета эффективности замены малонагруженных трансформаторов трансформаторами меньшей мощности.
2.НОРМИРОВАНИЕ РАСХОДА ТОПЛИВА И МАСЕЛ ДЛЯ ДИЗЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРОГЕНЕРАТОРОВ
Норма расхода топлива (масла) представляет собой плановое количество топлива (масла), предназначенное для производства 1 кВт.ч электроэнергии установленной частоты и напряжения в условиях правильно организованной эксплуатации технически исправного дизель-генератора. Расход топлива, связанный с холостым ходом при пуске и разогреве дизеля, включается в норму и принимается согласно техническим условиям эксплуатации дизель-генератора.
В нормы расхода не включаются нерациональные затраты топлива и масел, вызванные отступлением от планируемых режимных и технических условий эксплуатации, износом или некомплектностью оборудования, нарушениями регулировки топливной аппаратуры, некачественным ремонтом двигателя и т.д.
Для оценки эффективности использования топлива (масла) фактический удельный расход топлива (масла) дизель-генератором сравнивается с нормой расхода для тех же производственных условий. В случае превышения фактического расхода над нормой проводится анализ работы дизель-генератора для выявления и устранения причин непроизводительного расхода топлива и масел.
Индивидуальные нормы расхода топлива на выработку электроэнергии разрабатываются на основе нормативных характеристик дизелей, а именно: удельного расхода топлива при номинальной нагрузке расхода топлива на холостом ходу; режимного коэффициента, учитывающего увеличение удельного расхода топлива при работе с нагрузкой меньшей, чем номинальная; увеличения расхода топлива, связанного с колебаниями нагрузки относительно ее среднего значения, а также вызываемого снижением КПД электрического генератора. Например, при работе дизеля со средней нагрузкой 50% номинальный коэффициент расхода топлива составит 1,13, так как удельный расход топлива согласно нагрузочной характеристике увеличится на 10%, колебания нагрузки вызовут увеличение расхода топлива на 1%, а КПД электрогенератора снизится на 2%.
Расчет потребности топлива для резервных дизельных генераторов определяется при условии соблюдения всех норм технического обслуживания.
Индивидуальные нормы расхода топлива на выработку электрической энергии определяются как для каждого дизель-генератора в отдельности, так и для дизельной электростанции в целом. Нормы вычисляются на основании данных, характеризующих источник энергии, объем и режим работы (таб. 2.1).
Таблица 2.1
| Марка
дизельного
генератора и
его
номер |
Номинальнаямощность
дизеля
Nном,
кВт |
Удельный
расход
топлива,
при номинальной
мощности
gе,
кг/кВт.ч |
КПД
электрогенератора
ЭТА Г |
Планируемая
или
отчетная
выработка
электроэнергии
за год
W, кВт.ч |
Число
работы
дизеля
в год
ТАУ, ч |
Число
пусков
дизеля
за
год n |
Коэффициент
расхода
электроэнергии
на собственные
нужды
Кс.н. |
Коэффициент
расхода
топлива
на
холостом
ходу Кх |
| 1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
Коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды Кс.н. определяется как отношение расхода электроэнергии на собственные нужды Wс.н. к общей выработке электроэнергии W или принимается равным 0,3...0,4.
Среднегодовая нагрузка дизеля определяется по формуле (кВт):
W
Nср = ----------- (2.1),
ЭТА Г x ТАУ
W - выработка электрической энергии за год, кВт.ч;
ЭТА Г - КПД электрогенератора, %;
ТАУ - число часов работы дизеля в год, ч.
Коэффициент расхода топлива при работе со среднегодовой нагрузкой определяется:
Nном
К = 0,87 + 0,13 x ---- (2.2),
Nср
Nном - номинальная мощность дизеля, кВт.
Расчетный удельный расход топлива при работе дизель-генератора со среднегодовой нагрузкой определяется по формуле (кг/кВт.ч):
K x ge
bp = ------ (2.3).
ЭТА Г
bx = Kx x ge x ТАУ x x n x Nном (2.4),
где:
Kx - коэффициент, учитывающий расход топлива на холостом ходу, для дизелей мощностью до 1000 кВт принимается 0,21, если его значение не указано в паспорте дизеля;
ge - удельный расход топлива при номинальной мощности, кг/кВт.ч;
ТАУ x - нормативная продолжительность работы дизеля на холостом ходу перед принятием нагрузки и после ее снятия согласно правилам технической эксплуатации составляет 9 мин. или 0,15 ч.;
n - число пусков дизеля за год.
Индивидуальная норма расхода дизельного топлива на выработку электрической энергии дизель-генератором рассчитывается (кг/кВт.ч):
bx
b = bp + -- (2.5).
W
bx
Величина -- обычно не превышает 1 г/кВт.ч.
W
bу = 1,45 x b (2.6).
Индивидуальная норма расхода условного топлива дизельной электростанцией на выработку электрической энергии определяется (кг у.т./кВт.ч):
W1 W2 Wi
bу.э = bу1 -- + bу2 -- + ... + bуi -- (2.7),
W0 W0 W0
bу1, bу2... bуi - нормы расхода топлива отдельными дизель-генераторами, кг у.т./кВ.ч;
W1, W2... Wi - годовая выработка электрической энергии каждым дизель-генератором, кВт.ч;
W0 = W1+ W2 + ... + Wi - общая выработка электрической энергии всеми дизель-генераторами, кВт.ч.
Индивидуальная норма расхода условного топлива на отпуск электрической энергии дизельной электростанцией определяется (кг у.т./кВт.ч):
bу.э
bу.от = --------- (2.8).
1 - Кс.н.
| Отношение
среднегодовой
нагрузки к номинальной
мощности дизеля
Nср/Nном |
1,00 |
0,90 |
0,80 |
0,70 |
0,60 |
0,50 |
0,40 |
| Коэффициент расхода
топлива К |
1,000 |
1,014 |
1,032 |
1,056 |
1,087 |
1,130 |
1,195 |
Исходные данные:
На электростанции установлены дизель-генераторы марки 8R22 в количестве 2 шт.
Номинальная мощность генераторов - 2128 кВт.
Удельный расход топлива при номинальной нагрузке - 198 гр./кВт.ч.
КПД электрогенератора - 94%.
Планируемая годовая выработка - 7450000 кВт.ч.
Число часов работы дизель-генераторов - 9800.
Число пусков дизель-генераторов - 60.
Расчет ведем по формулам (2.1) - (2.9), результаты расчетов и исходные данные сводим в таблицу:
N
п/п
| Марка
дизель-
генера-
тора
и его
номер
| Номи-
наль-
ная
мощ-
ность
гене-
рато-
ра
Nном,
кВт
| Удельный
расход
топлива
при но-
миналь-
ной мощ-
ности
gном,
гр/кВт.ч
| КПД
ге-
нера-
тора
ЭТА Г
| Плани-
руемая
годовая
выра-
ботка
W,
кВт.ч
| Число
часов
рабо-
ты
дизе-
ля
в год
| Средне-
годовая
на-
грузка
дизеля
Nср.,
кВт
| Число
пусков
дизеля
за
год n
| Коэф-
фициент
расхода
топлива
при
работе
дизель-
генера-
тора со
средне-
годовой
нагруз-
кой К
| Удельный
расход
топлива
при
средне-
годовой
нагруз-
ке bр,
гр/кВт.ч
| Годовой
расход
топлива
при
работе
дизеля
на хо-
лостом
ходу
bх, кг
| Индиви-
дуальная
нома
расхода
дизель-
ного
топлива
на
выработку
элект-
роэнергии
дизель-
генера-
тором
b,
гр./кВт.ч
| Индиви-
дуальная
нома
расхода
дизель-
ного
топлива
на
выработку
электро-
энергии
электро-
станцией,
bср.
гр./кВт.ч
| Годовой
расход
топлива
на вы-
работку
элек-
тро-
энер-
гии В,
тонн
|
1
| 2
| 3
| 4
| 5
| 6
| 7
| 8
| 9
| 10
| 11
| 12
| 13
| 14
| 15
|
| | Исходные данные
| Формула
(2.1)
| Исх.
данные
| Формула
(2.2)
| Формула
(2.3)
| Формула
(2.4)
| Формула
(2.5)
| Формула
(2.7)
| Формула
(2.9)
|
1
| 8R22
| 1064
| 198
| 94
| 3800000
| 4900
| 776
| 30
| 1,0484
| 207,6
| 919,3
| 207,8
| | 789,7
|
2
| 8R22
| 1064
| 198
| 94
| 3650000
| 4900
| 745
| 30
| 1,0557
| 209,0
| 919,3
| 209,3
| | 763,9
|
| | | 2128
| | | 7450000
| 9800
| 760
| 60
| | | 1838,7
| | 208,5
| 1553,6
|
3.1.Основные положения
1.Энергетические характеристики газотурбинных установок (ГТУ) определяют предельный технически достижимый для конкретных условий уровень мощности и экономичности ГТУ и газотурбинных электростанций (ГТЭ).
2.Энергетические характеристики должны отвечать следующим требованиям:
- быть прогрессивными, т.е. ориентировать на освоение новой техники, внедрение совершенной технологии, исходить из передовых методов организации эксплуатации оборудования;
- отражать технически исправное состояние отлаженного оборудования;
- учитывать эффективность реконструкции, модернизации и других организационно-технических мероприятий.
3.При эксплуатации ГТУ должны быть обеспечены:
- надежность и экономичность работы основного и вспомогательного оборудования при соблюдении диспетчерского графика нагрузки;
- возможность работы с номинальными параметрами, соответствующими техническим условиям на ГТУ;
- чистота проточной части компрессоров, турбин и теплообменных аппаратов;
- отсутствие утечек воздуха и газа, а также течей топлива, масла и воды;
- поддержание основного и вспомогательного оборудования в состоянии, обеспечивающем выполнение требований по защите окружающей среды (уменьшение до допустимых норм загрязнения воздуха и воды, шума в машзале, на территории электростанции и прилегающей к ней территории).
4.Энергетические характеристики и методика определения расчетных значений мощности и удельных расходов топлива необходимы как при планировании технико-экономических показателей (ТЭП) газотурбинных электростанций, так и при технико-экономическом анализе работы оборудования путем сопоставления расчетных мощностей ГТУ и удельных расходов топлива ГТЭ с фактическим.
5.Технико-экономические показатели разделяются на:
- планируемые, которые рассчитываются по энергетической характеристике с поправками на прогнозируемые на планируемый период внешние условия и включают допуск на эксплуатационные условия;
- расчетные, которые рассчитываются по энергетической характеристике с поправками на фактические за отчетный период внешние условия и включают допуск на эксплуатационные условия;
- фактические, которые определяются по параметрам, зафиксированным в суточных ведомостях и другой отчетной документации на электростанции.
6.Для газотурбинных установок различаются следующие понятия мощности:
- нормативная мощность - мощность, которую должна развивать ГТУ при нормативной температуре газа перед турбиной и при фактических внешних условиях работы установки. За нормативную температуру газов принимается номинальная температура или значение температуры, утвержденное Главным техническим управлением для данной газовой установки;
- расчетная мощность - мощность, которую развивает ГТУ при средней за отчетный период фактической температуре газов перед турбиной (или за турбиной) и при фактических внешних условиях работы установки за отчетный период;
- фактическая средняя мощность - определяется по ежесуточной отчетной документации электростанции.
7.Расчетные показатели устанавливаются:
- по электростанции в целом;
- по отдельным группам оборудования;
- по отдельным газотурбинным установкам.
8.Основными показателями работы оборудования являются:
- электрическая мощность отдельных установок;
- расход электроэнергии на собственные нужды на отпуск тепловой энергии;
- расход условного топлива на пуск ГТУ.
9.Основой бесперебойного снабжения потребителей электрической и тепловой энергии является точное соблюдение диспетчерского графика нагрузки. Особые трудности возникают в периоды пиков потребления энергии, когда все оборудование работает с максимальными нагрузками, а резервы мощности минимальны. Как правило, именно в этот период, а также при резком снижении частоты в системе, например, при аварийном отключении линии электропередачи, должно включаться в работу большинство ГТУ. Снижение надежности, невозможность пустить или обеспечить работу ГТУ с необходимой мощностью в течение заданного диспетчерским графиком времени требует неоправданного увеличения резервов мощности в системе либо приводит к недоотпуску электрической энергии и тепла - перерывам в энергоснабжении важных объектов, что может нанести большой народнохозяйственный ущерб.
Снижение экономичности вызывает перерасход топлива. В ГТУ оно связано, кроме того, со снижением максимально достижимой мощности.
Состояние ГТУ, систем автоматического управления и вспомогательного оборудования должно обеспечивать возможность эксплуатации с номинальными параметрами (температуры газов, частотами вращения свободных валов и т.д.). Ограничения по каким-либо из этих параметров из-за неисправностей оборудования или нарушения настройки регулирования приводят к ограничению нагрузки и снижению экономичности ГТУ.
При нагрузке, равной 50% номинальной, установки ГТ-100 и ГТ-35 расходуют на выработку 1 кВт.ч электроэнергии на 130 - 150 г условного топлива больше, чем при номинальной нагрузке. В связи с этим диспетчерские графики нужно разрабатывать таким образом, чтобы мощность ГТУ использовалась по возможности полностью. На электростанциях, где установлено несколько ГТУ, снижение мощности должно производиться не частичным разгружением работающих агрегатов, а поочередным их отключением.
Необходимо поддерживать чистоту проточной части компрессоров, турбин и теплообменных аппаратов необходимо потому, что загрязнения вызывают ухудшение их рабочих характеристик и могут привести к снижению надежности ГТУ.
Утечки воздуха и газа ухудшают показатели ГТУ. Они, а также течи топлива, масла и воды являются признаками повреждений, развитие которых может вызвать аварию и вывести ГТУ из строя. Течи топлива и масла создают опасность пожара или взрыва. Утечки ухудшают условия работы персонала и оборудования.
Содержание оксидов азота в отработавших газах ГТУ при работе от 0,5 до 1,0 номинальной нагрузки не должно превышать 50 мг/м3 на газообразном топливе и 100 мг/м3 на жидком (при условной объемной концентрации кислорода 15%).
Уровень звука (шум) на площадке обслуживания на расстоянии 1 м от обшивки работающей ГТУ не должен превышать 80 дБА.
Система регулирования ГТУ должна удовлетворять следующим требованиям:
- устойчиво поддерживать заданную электрическую нагрузку;
- удерживать ГТУ на холостом ходу при номинальной частоте вращения ротора;
- обеспечивать надежную работу ГТУ на режимах пуска и останова, а также останов агрегата в аварийных ситуациях;
- обеспечивать при изменении нагрузки плавное изменение режима работы ГТУ;
- удерживать частоту вращения ротора, не вызывающую срабатывания автомата безопасности при мгновенном сбросе максимальной нагрузки до нуля (для ГТУ со свободной силовой турбиной значение нагрузки указывается в технических условиях);
- поддерживать температуру газов перед турбиной (турбинами) на требуемом уровне, не допуская ее повышения до предельного значения, при котором срабатывает аварийная защита;
- иметь нечувствительность системы ограничения температуры газов не более 10 °С;
- иметь степень статической неравномерности регулирования частоты вращения генераторного вала в пределах 4 - 5% номинальной (возможное повышение степени неравномерности для улучшения условий эксплуатации ГТУ конкретных типоразмеров должно быть указано в технических условиях; минимальная местная степень статической неравномерности должна быть не ниже 2%);
- иметь степень нечувствительности при любой нагрузке не более 0,2% номинальной частоты вращения.
Возможность и продолжительность работы ГТУ с отклонениями от нормальной частоты вращения должна быть регламентирована техническими условиями на ГТУ.
Изменения состояния ГТУ при пусках и нагрузке на рабочих режимах могут происходить очень быстро. Чтобы обеспечить при этих изменениях нормальные режимы работы ГТУ и выработку электроэнергии требуемой частоты, необходимо быстро и согласованно управлять несколькими регулирующими органами. Такое управление осуществляется только средствами автоматического регулирования, требования к которому изложены в настоящем пункте.
Основным средством выполнения этих требований является в настоящее время регулирование частоты вращения вала электрического генератора, а иногда и свободных валов ГТУ.
Важное требование, которому должны удовлетворять системы регулирования, - это обеспечение устойчивости, т.е. надежного перехода установившегося состояния в другое, требуемое по условиям работы (например, с меньшей нагрузки на большую). Другими словами, изменение работы под действием автоматических регуляторов или после оператора не должно сопровождаться незатухающим колебанием параметров, а новый режим работы ГТУ должен устойчиво выдерживаться.
Устойчивая работа агрегата и надежное управление им на холостом ходу важны для синхронизации электрического генератора и включения его в сеть. Точное выдерживание частоты вращения холостого хода, отсутствие колебаний свидетельствуют об исправности системы регулирования.
Требуемая последовательность операций при пусках и остановах осуществляется обычно по определенной программе с помощью автоматов, в которых используются реле или логические элементы. Команды от этих автоматов вырабатываются с учетом времени и завершенности предыдущих операций и информации о режимах работы ГТУ (например, частотах в лов). Команды передаются на участвующие в процессе пуска и станционные системы и оборудование, а касающиеся непосредственно ГТУ - реализуются через ее собственную систему регулирования. Неисправности регулирования во время пусковых режимов могут создать аварийные ситуации. При изменениях регулируемых параметров, превышающих допустимые пределы, система регулирования должна автоматически останавливать ГТУ, дублируя действия соответствующих защитных устройств.
Испытание на сброс нагрузки является наиболее общим, объективным и убедительным способом оценки рабочих качеств системы регулирования. К ГТУ предъявляются требования об удержании сброса нагрузки, а сами испытания проводятся независимо от целесообразности или необходимости выполнения этих требований в конкретных условиях эксплуатации, в частности, даже в тех случаях, когда ГТУ после сброса нагрузки и отключения защитой может быть запущена, включена в сеть и нагружена за несколько минут. Применительно к ГТУ со свободной генераторной турбиной допускается проведение испытаний на сброс нагрузки не до холостого хода, а до нагрузки собственных нужд электростанции. Удержать такой сброс, не прибегая к чрезмерному усложнению системы регулирования, значительно проще.
Наличие в системах регулирования устройств, автоматически поддерживающих номинальную температуру газов, обеспечивает работу ГТУ с наилучшими экономическими показателями. Это особенно важно в установках с промежуточным подогревом газов (например, ГТ-100), где соотношение температур газов перед турбинами высокого и низкого давления может существенно при изменении внешних условий.
Настройка системы регулирования выполняется таким образом, чтобы связи расходов топлива и открытия антипомпажных клапанов с положением механизма управления и регулируемыми параметрами (например, частом вращения вала или валов ГТУ) обеспечивали устойчивую беспомпажную работу компрессоров при пусках и режимах частичных нагрузок.
3.2.Энергетические характеристики ГТУ
Типовая энергетическая характеристика установки
Типовая энергетическая характеристика установки рассчитывается на основании обобщенных результатов представительных испытаний нескольких (не менее трех) установок одного типа, проведенных после окончания монтажа и наладочно-доводочных работ.
Типовая энергетическая характеристика газотурбинной установки состоит из:
1) диаграммы режимов - зависимости мощности ГТУ при различной температуре газа перед (или за) турбиной от температуры наружного воздуха;
2) зависимости полного расхода тепловой энергии на ГТУ от мощности;
3) комплекса поправок к мощности и расходу тепловой энергии на изменение метеоусловий и эксплуатационных факторов: барометрического давления, частоты сети, температуры охлаждающей воды; наработки на один пуск, сопротивления выхлопного тракта и др.
Для установок с отпуском тепловой энергии в типовую характеристику включаются также:
1) зависимость температуры и расхода газа на выходе из турбины от температуры газов перед турбиной и температуры наружного воздуха;
2) зависимость удельной теплопроизводительности теплообменника, включенного на выхлопе ГТУ, от расхода газа за турбиной;
3) соответствующие поправочные кривые, в том числе поправки к мощности на изменение сопротивления выхлопного тракта.
Выражение диаграммы режимов, зависимости расхода тепловой энергии от мощности, зависимостей температуры газа и расхода газа от мощности и всех поправок, кроме графической, также и в аналитической форме обеспечивает возможность применения ЭВМ как при планировании, так и при составлении отчетов о работе ГТУ.
Энергетическая характеристика установки
Энергетическая характеристика для конкретной установки рассчитывается на основе типовой энергетической характеристики газотурбинной установки данного типа с учетом конкретных изменений в ее схеме и изменения ее мощности из-за изменения состояния отдельных элементов, не поддающихся восстановлению в капитальный ремонт. Изменение мощности определяется по результатам представительных тепловых испытаний, выполненных при участии сторонней организации после окончания монтажа или капитального ремонта. При невыполнении во время капитального ремонта типовых работ в полном объеме энергетическая характеристика должна составляться по показателям, отвечающим полностью выполненному объему работ.
Диаграмма режимов и зависимость расхода тепловой энергии от мощности рассчитываются и строятся без допусков на ухудшение состояния оборудования в межремонтный период, которое происходит даже при технически оптимальном уровне эксплуатации. Ухудшение показателей ГТУ в межремонтный период учитывается при планировании и отчетности поправками к мощности и расходу тепловой энергии в зависимости от наработки, считая от предшествующего капитального ремонта. Эти поправки должны быть рассчитаны для энергетической характеристики с учетом мероприятий, выполняемых для поддержания стабильности показателей оборудования в межремонтный период (промывка проточных частей компрессоров без вскрытия и т.д.).
Суммарные поправки в соответствии с (18) не должны превышать: на снижение мощности - 5%, на снижение КПД установки - 3%.
Характеристики для установок с отпуском тепловой энергии должны содержать конкретные для данной установки зависимости для определения температуры и расхода газа на входе в теплообменник, характеристики теплообменника и условия работы тепловой сети (см. типовую энергетическую характеристику установки). Эти зависимости должны быть достаточными для расчета отпуска тепловой энергии при работе в заданном режиме.
При отсутствии типовых энергетических характеристик энергетические характеристики составляются на основе тепловых испытаний данного агрегата или однотипного агрегата, работающего в аналогичных условиях. Если такие данные отсутствуют, то расчет нормативных ТЭП может быть выполнен на основе гарантийных и расчетных данных заводов-изготовителей с учетом результатов эксплуатационных испытаний и измерений, а также данных, заложенных в проекте электростанции.
Использование энергетических характеристик, составленных на основе недостаточно надежных результатов испытаний, данных эксплуатации или расчетным путем по гарантийным данным заводов-изготовителей допускается лишь временно, до проведения представительных испытаний или до получения материалов по испытаниям аналогичного оборудования на других электростанциях.
Испытания ГТУ, результаты которых принимаются за основу для составления энергетических характеристик, должны быть проведены комплексно со вспомогательным оборудованием в диапазоне возможных рабочих нагрузок при оптимальном режиме работы. Эти испытания должны проводиться при исправном состоянии всего основного и вспомогательного оборудования.
3.3.Исходные материалы для планирования
и отчетности
Перечень исходных материалов
для планирования и отчетности
1.Перечень исходных материалов для планирования и отчетности, экономичность работы ГТУ определяются техническими характеристиками установки, режимами работы согласно графикам нагрузок, внешними условиями и состоянием оборудования.
2.В качестве основных исходных материалов для планирования следует использовать:
- энергетические характеристики конкретных газотурбинных установок;
- характеристики установок собственных нужд и экспериментальные данные о расходе электроэнергии на них;
- экспериментальные данные о расходах топлива на пуски ГТУ;
- характерные графики электрической и тепловой нагрузок на планируемый период;
- графики капитальных и текущих ремонтов основного и вспомогательного оборудования;
- календарный план проведения реконструкции и модернизации оборудования, а также план организационно-технических мероприятий по экономии топлива с оценкой их экономической эффективности;
- данные метеостанции об изменении температуры наружного воздуха и барометрического давления за календарный планируемый период (по среднедолголетним данным).
3.Для отчета и анализа технико-экономических показателей ГТУ и электростанций следует использовать:
- энергетические характеристики;
- суточные ведомости ГТУ;
- суточные ведомости выработки электрической энергии и расхода электрической энергии на собственные нужды;
- суточные ведомости отпуска тепловой энергии;
- суточные записи температур наружного воздуха и барометрического давления.
Определение расхода электроэнергии
на собственные нужды
1.Расход электроэнергии на собственные нужды (СН) на выработку электрической энергии и теплоты определяется для групп газотурбинных установок и электростанций в целом.
В расход электроэнергии на СН включаются затраты электроэнергии на привод вспомогательных механизмов и устройств: насосы жидкого топлива I и II подъема, циркуляционные насосы охлаждающей воды, маслонасосы системы регулирования и смазки, насос системы газоохлаждения, вентиляционная установка машинного зала, эксгаустеры масляных паров подшипников и т.д.
В расход электроэнергии на собственные нужды не включаются расходы на:
- перекачивающие насосы, установленные в теплосети вне территории электростанции;
- центральные ремонтные мастерские электростанции;
- монтаж и предварительное опробование вновь устанавливаемого основного и вспомогательного оборудования до сдачи его в эксплуатацию;
- водоснабжение и освещение рабочих поселков и непроизводственных помещений.
Потери электроэнергии в повышающих трансформаторах электростанции относятся к потерям в электрических сетях и входят в общий отпуск электроэнергии с шин электростанции.
Из общего расхода электроэнергии на собственные нужды на отпущенную теплоту относят только электроэнергию, расходуемую сетевыми насосами и другими стационарными установками, обеспечивающими отпуск теплоты; вся остальная электроэнергия относится на производство электроэнергии.
2.Расход электроэнергии на собственные нужды определяется путем предварительного непосредственного измерения потребления электроэнергии отдельными механизмами и устройствами.
3.Расчетный расход электроэнергии на собственные нужды определяется для следующих состояний оборудования:
- для одного пуска-останова;
- для одного часа работы одной (двух, трех и более) установки;
- для одного часа нахождения в резерве одной (двух, трех и более) установок;
- на постоянно работающее в течение суток вспомогательное оборудование (независимо от работы ГТУ).
4. Расчетный расход электроэнергии на собственные нужды во
СН(р)
время одного пуска-останова (Э , МВт.ч) определяется по сумме
пуск
расходов электроэнергии механизмами, обеспечивающими предпусковые,
пусковые и остановочные операции. Время пуска ГТУ считается от
момента включения пусковой турбины (пускового двигателя, стартера)
до включения генератора в сеть. Время останова ГТУ считается от
момента отключения генератора от сети до включения валоповоротного
устройства. Длительность пуска-останова устанавливается
инструкцией по эксплуатации или техническими условиями на
поставку; отдельные потребители СН должны включаться до начала
пуска (маслонасосы, UH, топливные насосы и т.д.) и выключаться
после останова ГТУ.
5. Расчетный расход электроэнергии на СН при работе установки в
СН(р)
течение одного часа (Э , МВт.ч) определяется суммой мощности
раб
механизмов и систем, непосредственно обеспечивающих работу ГТУ
(топливные, масляные, циркуляционные насосы, вентиляторы,
контрольно-измерительные приборы, агрегаты питания системы
регулирования и т.д.). Время работы ГТУ считается с момента
включения генератора в сеть до момента его отключения от сети.
Расчет расхода электроэнергии на СН целесообразно выполнять
отдельно для работы одной, двух, трех и более ГТУ, так как насосы
(топливные, водяные и масляные) могут работать по схеме с
поперечными связями и в этом случае изменение расхода
электроэнергии на СН не будет пропорционально числу работающих
ГТУ.
6. При определении расхода электроэнергии на СН в течение 1 ч
нахождения одной (двух, трех и более) ГТУ в резерве
СН(р)
(Э , МВт.ч) учитывается суммарная мощность механизмов и
рез
устройств, обеспечивающих нахождение ГТУ в резерве; при нахождении
в горячем резерве - мощность маслонасосов смазки, валоповоротного
устройства (ВПУ), эксгаустеров масляных паров подшипников,
маслонасоса уплотнений генератора и т.д. При нахождении в холодном
резерве затрата электроэнергии на СН будет значительно меньше или
вообще будет отсутствовать.
7. К потребителям электроэнергии на СН, постоянно работающим в
СН(р)
течение суток, вне зависимости от работы ГТУ (Э , МВт.ч)
пост
относятся: освещение наружное (зданий газотурбинного цеха,
насосной жидкого топлива, зоны электростанции) и внутреннее
(машзала, насосных, маслоаппаратной главного щита и других
помещений, освещение которых необходимо для обслуживания ГТУ и
вспомогательного оборудования), вентиляция, калориферы и т.д.
8.Расчетный расход электроэнергии на собственные нужды (ЭСН(р), МВт.ч) по группе газотурбинных установок или газотурбинной электростанции в целом для планируемого периода определяется по формуле:
СН(р) СН(р) р СН(р) р
Э = Э x П + SUM Э x ТАУ +
пуск пуск раб раб
СН(р) р СН(р)
+ SUM Э x ТАУ + Э x ТАУ , МВт.ч (3.1);
рез рез пост к
СН(р) р СН(р) р
SUM Э x ТАУ = Э x ТАУ +
раб раб раб раб
1 1ГТУ
СН(р) р СН(р) р
+ Э x ТАУ + Э x ТАУ +...+
раб раб раб раб
2 2ГТУ 3 3ГТУ
СН(р) р
+ Э x ТАУ (3.2),
раб раб
i iГТУ
где:
СН(р)
Э - расход электроэнергии на собственные нужды во время
пуск
одного пуска-останова, расчетный, МВт.ч;
СН(р)
Э - расход электроэнергии на собственные нужды при работе
раб
установки в течение одного часа, расчетный, МВт.ч;
СН(р)
Э - расход электроэнергии на собственные нужды в течение
рез
1 ч нахождения одной (двух, трех и более) ГТУ в резерве,
расчетный, МВт.ч;
СН(р)
Э - расход электроэнергии на собственные нужды
пост
потребителей, постоянно работающих в течение суток, вне
зависимости от работы ГТУ, расчетный, МВт.ч;
р
ТАУ - время работы под нагрузкой расчетное, ч;
раб
р
ТАУ - время нахождения в резерве расчетное, ч;
рез
ТАУ - время календарное, ч;
к
р
n - расчетное количество пусков.
пуск
1...n - количество турбин.
При планировании расчетный расход электроэнергии CН
определяется по намеченному графику работы установок
р
электростанции, т.е. по задаваемым значениям П , ТАУ ,
пуск Р раб
р
ТАУ .
рез
9. Расчетный расход электроэнергии СН за отчетный период
определяется аналогично по фактическим данным: число пусков всех
ГТУ (электростанции) - n , число часов работы всех ГТУ группы
пуск
(электростанции) - ТАУ , число часов нахождения в резерве -
раб
ТАУ .
рез
Пример:
Определить расход электрической энергии на собственные нужды ГТЭС-3, расположенной в г. Салехарде. На ГТЭС-3 установлены два газотурбогенератора ГТГ12В-0,1.
Расчет ведем по формуле (3.1). Результаты расчетов сводим в таблицу:
| Оборудование |
Мощность,
кВт |
Кол-во,
шт. |
Коэффициент
спро
са Кс |
Расчетная
мощность
N x Кс |
Продолжительность
работы,ч |
Расход
электроэнергии,
кВт.ч |
| Расход электрической энергии во время одного пуска-останова |
| Электродвигатель
маслонасоса
генератора |
11 |
1 |
0,75 |
8,25 |
4,5 |
37,125 |
| Электродвигатель
нагнетающего
маслонасоса |
0,75 |
1 |
0,75 |
0,56 |
4,5 |
2,52 |
| Электронагреватель
ТЭН маслобака
двигателя |
10 |
1 |
0,8 |
8 |
4,5 |
36 |
| Электронагреватель
ТЭН маслобака
генератора |
10 |
1 |
0,8 |
8 |
4,5 |
36 |
| Клапан управления
муфты запуска |
0,54 |
1 |
0,7 |
0,378 |
4,5 |
1,7 |
|
|
|
|
|
|
113,345 x
x 2 =
= 226,7 |
| Расход электрической энергии на собственные нужды
при работе установке в течение 1 часа |
| Насос |
0,75 |
1 |
0,75 |
0,56 |
8000 |
4500 |
| Электродвигатель
вентилятора
охлаждения ГТД |
15 |
1 |
0,7 |
10,5 |
8000 |
84000 |
|
|
|
|
|
|
88500 x
x 2 =
= 177000 |
| Расход электрической энергии на собственные нужды
потребителей, постоянно работающих в течение суток,
вне зависимости от работы ГТУ |
| Освещение |
0,25 |
41 |
1 |
10,25 |
8760 |
89790 |
| Освещение |
0,8 |
46 |
0,9 |
33,12 |
5000 |
165600 |
| Освещение |
0,8 |
27 |
0,9 |
19,44 |
2920 |
56764,8 |
| Освещение |
0,1 |
10 |
0,9 |
0,9 |
5000 |
4500 |
| Освещение
аварийное |
0,1 |
6 |
1 |
0,6 |
8760 |
5256 |
| ПМ (уличное
освещение) |
3 |
9 |
1 |
27 |
5000 |
135000 |
| Подпиточный насос |
4,6 |
1 |
0,75 |
3,45 |
7008 |
24177,6 |
| Циркуляционный
насос |
30 |
1 |
0,75 |
22,5 |
7008 |
157680 |
| Сетевой насос |
30 |
1 |
0,75 |
22,5 |
7008 |
157680 |
| Освещение |
0,1 |
10 |
1 |
1 |
7008 |
7008 |
|
|
|
|
|
|
803456,4 |
Расчетный расход топлива на пуски ГТУ
Топливо расходуется начиная с момента зажигания в камере сгорания до включения генератора в параллельную работу с сетью. Поскольку установка еще не вырабатывает электроэнергии, этот расход топлива должен быть отнесен на пуск.
Расход топлива на пуски учитывают при определении расчетного удельного расхода топлива для газотурбинных электростанций, работающих в пиковом и полупиковом режимах.
Суммарный расход топлива на пуски равен произведению расчетного расхода топлива для одного пуска и числа плановых пусков за рассматриваемый период.
Графики электрической и тепловой нагрузок
на планируемый период
При планировании графиков нагрузки газотурбинных установок и электростанций надлежит учитывать период (зимний, летний и т.д.), от которого зависит нормативная мощность ГТУ, характер использования ГТУ (базовый или пиковый режим, особенности режима в рабочие и выходные дни и т.д.).
При этом следует выбирать оптимальное сочетание работающего оборудования и распределение нагрузок между агрегатами.
3.4.Расчеты технико-экономических показателей
Технико-экономические показатели ГТУ и ГТЭ
1.Для каждой ГТУ определяется:
- нормативная мощность;
- расчетная мощность;
- фактическая мощность;
- отклонение расчетной мощности от нормативной;
- отклонение фактической мощности от расчетной.
2.Для групп ГТУ и ГТЭ определяется:
- нормативная мощность;
- расчетный удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии;
- фактический удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии;
- количество отпускаемой тепловой энергии;
- отклонение фактического удельного расхода условного топлива на отпуск электроэнергии от расчетного.
Удельный расход условного топлива на отпуск электрической и тепловой энергии является основным отчетным показателем по группе ГТУ и по газотурбинной электростанции.
Удельный расход условного топлива и отклонение его от расчетного значения характеризует работу электростанции.
Исходные данные для планирования
и составления отчета по работе ГТУ
1.Исходные данные для планирования работы:
- выработка и отпуск электроэнергии (при работе в базовом режиме, с неполным использованием располагаемой мощности);
- количество отпускаемой тепловой энергии;
- график ремонтов;
- число часов работы в планируемом периоде;
- число часов нахождения в резерве;
- число пусков в планируемом периоде;
- расчетный расход электроэнергии СН, относимый на выработку электроэнергии;
- расчетный расход электроэнергии СН, относимый на производство теплоты;
- расчетный расход топлива на пуск;
- внешние условия (по среднемноголетним данным) - температура наружного воздуха, температура охлаждающей воды, барометрическое давление;
- частота сети.
2.Исходные данные для отчетности:
- выработка и отпуск электроэнергии (за отчетный период);
- количество отпущенной тепловой энергии;
- расход топлива;
- расход электроэнергии на СН;
- число часов работы;
- число часов нахождения в резерве;
- число часов работы с отпуском теплоты;
- число пусков плановых;
- число пусков фактически;
- температура наружного воздуха (фактическая), температура охлаждающей воды, барометрическое давление, частота сети;
- температура газа за турбиной и другие параметры работы.
Определение нормативной и расчетной мощностей
при планировании
1.Для определения планируемой нормативной мощности задаются:
- нормативная температура газа перед турбиной;
- средние предполагаемые внешние условия: температура наружного воздуха, барометрическое давление, температура охлаждающей воды и частота сети (средние значения указанных параметров определяются только для той части суток, когда ГТУ работает);
- число часов работы на один пуск.
В зависимости от температуры наружного воздуха и нормативной температуры газа перед турбиной по диаграмме режимов находится значение мощности, к которому вносятся поправки на отклонение внешних условий от расчетных, на наработку на один пуск и технически обоснованная поправка на ухудшение состояния оборудования. Полученное значение является нормативной мощностью.
2.Для пиковых установок планируемая расчетная мощность должна совпадать с нормативной. При временном отступлении от режима при нормативной температуре (из-за неполадок системы регулирования, неравномерности, полей температур газа перед турбиной, дефектов работы КИП и пр.) должны быть установлены причины неполадок и приняты меры к их устранению.
Для установок, работающих в базовом режиме, планируется выработка электроэнергии, а мощность определяется заданным графиком нагрузок и может быть различной в разное время суток.
Целью определения расчетной мощности является в этом случае:
- проверка с помощью диаграммы режимов и необходимых поправок возможности осуществления планируемых режимов работы установок;
- проверки реальности режимов, заключающаяся в сопоставлении определенных по потребностям системы наибольших нагрузок с нормативной мощностью;
- определение потребного количества топлива на планируемый период.
3.5.Определение нормативной и расчетной мощности
за отчетный период
1.Нормативная и расчетная мощности за отчетный период определяются соответственно для нормативной и средней фактической температуры газа перед турбиной при фактических внешних условиях с учетом возможного снижения мощности из-за ухудшения состояния оборудования принимается в соответствии с энергетической характеристикой установки.
2.Отклонение расчетной мощности от нормативной представляет собой недобор мощности из-за режима работы при температурах ниже предельно допустимых. Если установка работала в базовом режиме, этот показательнее является характерным, так как режим работы установки определяется графиком нагрузки. Если же установка работает в пиковом режиме, то это отклонение может быть вызвано либо низким уровнем эксплуатации оборудования, либо является вынужденным из-за ограничения по температуре, установленного, например, заводом-изготовителем.
3.Сопоставление фактической мощности с расчетной характеризует общее техническое состояние элементов установки и ГТУ в целом и является весьма важным показателем для всех газотурбинных установок.