Максимума выработки

где Тт — абсолютная теоретическая температура горения топлива в топке, К; М — расчетный коэффициент, зависящий от относительного местоположения максимума температуры в топке: при слоевом сжигании твердых топлив М= 0,3...0,5, при факельном сжигании жидких и газообразных топлив М=0,05; С — условный коэффициент загрязнения лучевоспринимающих поверхностей (для гладкотрубных экранов он принимается: 0,6 — при сжигании твердых топлив; 0,55 — при сжигании мазута; 0,65 — при сжигании газообразных топлив); а^—=0,2... ...0,9 — степень черноты топки; Нл — лучевоспринимающая поверхность нагрева, м2; ср — коэффициент сохранения теплоты; Bv — расчетный расход топлива, кг/с; Vcp — средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания 1 кг (1 м3) топлива в интервале температур От—9"т, кДж/(кг • К).

Задача 2.43. Определить температуру газов на выходе из топки котельного агрегата паропроизводительностью ?>=13,9 кг/с, работающего на подмосковном угле марки Б2 состава: Ср = 28,7%; Нр = 2,2%; SS = 2,7%; Np = 0,6%; OP = 8,6%; Ар = 25,2%; ^=32,0%, если известны температура топлива на входе в топку /Т = 20°С, давление перегретого пара />„.„ = 4 МПа, температура перегретого пара /ПП = 450°С, температура питательной воды /П.В=150СС, величина непрерывной продувки Р=4%, теплоемкость рабочей массы топлива с? = 2,1 кДжДкг'К), кпд котлоагрегата (брутто) 7/^ = 86,8%, теоретическая температура горения топлива в топке 0Т=1631°С, условный коэффициент загрязнения С = 0,6, степень черноты топки о,. = 0,708, лучевосприни-мающая поверхность нагрева Нл = 239 м2, средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания Vcp = &,26 кДж/(кг'К) в интервале температур 0Т — д\, расчетный коэффициент, зависящий от относительного местоположения максимума температуры в топке, Л/=0,45, потери теплоты от механической неполноты сгорания топлива #4=2% и потери теплоты в окружающую среду 95 = 0,9%.

Задача 2.44. Определить температуру газов на выходе из топки котельного агрегата паропроизводительностью D=13,5 кг/с, работающего на донецком угле марки ПА с низшей теплотой сгорания Ql=25 265 кДж/кг, если известны давление перегретого пара /Vn=4 МПа, температура перегретого пара fn.n = 450°C, температура питательной воды /ПВ=100°С, величина непрерывной продувки Р=3%, кпд котлоагрегата (брутто) ?/®ра=86,7%, теоретическая температура горения топлива в топке 0Т = 2035°С, условный коэффициент загрязнения С = 0,6, степень черноты топки ?^ = 0,546, лучевоспринимающая поверхность нагрева Нл = = 230 м2, средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания топлива Fcp=15,4 кДжДкг'К) в интервале температур 0Т — 9"т, расчетный коэффициент, зависящий от относительного положения максимума температуры в топке, Л/=0,45, потери теплоты от механической неполноты сгорания топлива q4 = 4% и потери теплоты в окружающую среду д5 = 0,9%.

//л = 240 м2, в интервале температур #т — 0^ средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания топлива Vcp = 7,37 кДж/(кг'К), расчетный коэффициент, зависящий от относительного местоположения максимума температуры в топке, М =0,45, потери теплоты от механической неполноты сгорания топлива #4 = 2% и потери теплоты в окружающую среду 95 = 0,9%.

Задача 2.51. Определить лучевоспринимающую поверхность нагрева топки котельного агрегата паропроизводительностью Z) = 4,09 кг/с, работающего на природном газе Ставропольского месторождения с низшей теплотой сгорания Ql = 35 621 кДж/м3, если известны давление перегретого пара ра .„ = 4 МПа, температура перегретого пара ?nn = 4250C, температура питательной воды /ПВ = 130°С, величина непрерывной продувки Р=3%, теоретически необходимый объем воздуха V =9,51 м3/м3, кпд котлоаг-регата (брутто) 7/^ = 90%, температура воздуха в котельной fB = 30°C, температура горячего воздуха гг.в = 250°С, коэффициент избытка воздуха в топке 0^=1,15, присос воздуха в топочной камере Аот = 0,05, теоретическая температура горения топлива в топке 0Т = 2040°С, температура газов на выходе из топки 9"^ = = 1000°С, энтальпия продуктов сгорания при 0т^т= = 17500 кДж/м3, условный коэффициент загрязнения ? = 0,65, степень черноты топки вт = 0,554, расчетный коэффициент, зависящий от относительного местоположения максимума температуры в топке, Л/=0,44, потери теплоты от химической неполноты сгорания топлива дъ= 1% и потери теплоты в окружающую среду

Задача 2.52. Определить Лучевоспринимающую поверхность нагрева топки котельного агрегата паропризводительностью D= 13,9 кг/с, работающего на каменном угле с низшей теплотой сгорания б ? = 25 070 кДж/кг, если известны давление перегретого пара/»пп = 4 МПа, температура перегретого пара /ПП = 450°С, температура питательной воды ГП.В=150°С, величина непрерывной продувки Р—4%, теоретически необходимый объем воздуха F° = 6,64 м3/м3, кпд котлоагрегата (брутто) f/ipa = 87%, температура воздуха в котельной /В = 30°С, температура горячего воздуха 4.в = 390°С, коэффициент избытка воздуха в топке с^= 1,25, присос воздуха в топочной камере Аат = 0,05, теоретическая температура горения топлива в топке 0Т = 2035°С, температура газов на выходе из топки 0!J.= 1080°C, условный коэффициент загрязнения ? = 0,6, степень черноты топки аг = 0,546, расчетный коэффициент, зависящий от относительного местоположения максимума температуры в топке, М=0,45, потери теплоты от химической неполноты сгорания топлива q^=l,Q%, потери теплоты от механической неполноты сгорания топлива 174 = 3% и потери теплоты в окружающую среду <7з = 1 %.

Задача 2.53. Определить лучевоспринимающую поверхность нагрева топки котельного агрегата паропроизводительностью Z)=13,8 кг/с, работающего на высокосернистом мазуте состава: Ср = 83,0%; Нр=10,4%; S' = 2,8%; Ор = 0,7%; Лр = 0,1%; »* = 3%, если известны температура подогрева мазута гт = 90°С, кпд кот-лоагрегата (брутто) ?/®ра=86,7%, давление перегретого пара/>„.„ = = 1,4 МПа, температура перегретого пара ta_„ = 250°С, температура питательной воды ?пв = 100°С, величина непрерывной продувки Р = 3%, количество теплоты, переданное лучевоспринимающим поверхностям Qn= 17 400 кДж/кг, теоретическая температура горения топлива в топке 0Т = 2100°С, температура газов на выходе из топки в1= 1100°С, условный коэффициент загрязнения С = 0,55, степень черноты топки ат = 0,529 и расчетный коэффициент, зависящий от относительного местоположения максимума температуры в топке, М=0,44.

Результаты расчета временной функции яркостной температуры канала по данным измерения спектральной плотности яркости и размеров искрового канала из фотограмм в широком диапазоне энергетического режима разряда показали, что уровень температуры, устанавливающийся в ответ на энерговклад в канал пробоя, мало критичен к величине тока и энергии разряда. Увеличение разрядного тока на 1.5 порядка, а развиваемой мощности на 2 порядка привело к увеличению максимума температуры лишь на 15%. Рост в 15-20 раз энергии, выделяемой в канале пробоя к моменту, когда импульс T(t) достигает полуспада, ведет к увеличению времени до

Для вытянутых вверх шахтообразных топок относительная координата места расположения максимума температуры х зависит от размещения и конструкции горелок.

Для топок с вертикальным ходом газов относительная высота положения максимума температуры определяется как расстояние от пода топки или от середины шлаковой воронки до плоскости максимальных температур топочных газов, отнесенное к расстоянию до середины выходного окна топки.

•Хманс—относительное месторасположение максимума температуры по ходу выгорания факела, выраженное в долях от полной длины пламени (топки); а — коэффициент избытка воздуха; 8 — степень черноты; У- — диэлектрическая проницаемость; X— показатель поглощения; Я — длина волны излучения; Я — (индекс) означает спектральные (монохроматические)

Критерий максимума выработки энергии на шинах ГЭС является приближенным критерием и дает правильные результаты только в тех случаях, когда каждый киловатт-час гидроэнергии на любой ГЭС и в любой момент цикла регулирования экономит одинаковое количество топлива в стоимостном выражении. Расчеты по последнему критерию являются наиболее простыми в вычислительном отношении. Поэтому в тех случаях, когда расчеты по критериям максимума выработки гидроэнергии и минимума расходования топлива дают близкие результаты (а таких случаев немало), предпочтение отдается расчетам по приближенному критерию. Но даже если оба указанных критерия дают отличающиеся режимы ГЭС, расчеты по приближенному критерию также целесообразно производить—-получаемый по приближенному критерию режим ГЭС .может быть хорошим начальным приближением для расчетов по более строгому критерию.

Расчеты по критерию максимума выработки гидроэнергии могут проводиться для гарантированных и дефицитных по энергии условий и энергосистем: в таких случаях тепловые станции работают 'полной мощностью и для снижения дефицитов энергоснабжения нужно получать максимальную выработку гидроэнергии. При этом на основе отдельного расчета вначале требуется установить, в каком соотношении в разные интервалы расчетного периода времени должны находиться суммарные выработки энергии всех ГЭС. В последующем расчете по критерию максимума выработки гидроэнергии ищется оптимум при условии, что суммарная выработка гидроэнергии распределяется между разными расчетными интервалами времени в соответствии с ранее установленными соотношениями.

Таким образом, оптимизация сезонных режимов ГЭС по критериям максимума выработки гидроэнергии и минимума расхода топлива по затратам машинного времени примерно одинакова. Однако при расчетах по критерию минимума расхода топлива требуется трудоемкая подготовительная работа по построению характеристик вида (2-3). Большая трудоемкость этой подготовительной работы обусловлена тем, что при построении зависимостей (2-3) учитывается краткосрочная (суточная и недельная) оптимизация режимов электростанций внутри каждого расчетного интервала. Вопросы, связанные с построением среднеинтервальных характеристик (2-3), достаточно сложны и поэтому они вынесены в отдельную, 3-ю главу.

Продолжим рассмотрение вопросов оптимизации долгосрочных режимов ГЭС, предполагая, что среднеинтервальные характеристики (2-3) уже построены и представлены в виде специальных полиномов. Коль скоро эти зависимости построены, то оптимизация по критериям максимума выработки гидроэнергии или минимума расхода топлива лроизводится одинаково, поэтому ниже эти случаи не разделяются.

На рис. 2-10 и в табл. 2-1 показаны результаты таких экспериментальных расчетов для Камского каскада ГЭС (расчеты производились ! по критерию максимума выработки гидроэнергии, при учете двусторонних ограничений по ^ и (Зн.б)- Всего в данном примере было рассчитано шесть оптимальных режимов, от шести существенно разных начальных приближений, причем первые два режима считались по алгоритму, основанному на сочетании методов динамического программирования и покоординатного спуска, а остальные четыре режима — по алгоритму изложенного в данном параграфе градиентного метода.

После проведения подобных вычислений по всем расчетным интервалам определяются суммарные величины ^,Ш, ^Эгэс, ЯВ и Х// = 25-(-^^ (либо ^// = — 23гэс--)-2Я/ — при расчете по критерию максимума выработки гидроэнергии).

На рис. 2-13 показан ход изменений по итерациям уровней водохранилища одной из ГЭС, а на рис. 2-14—-ход по итерациям выработки гидроэнергии обеих ГЭС и штрафов. Расчеты производились по критерию максимума выработки гидроэнергии. Как видно из рис. 2-14, вначале .снижаются, штрафы, а выработка гидроэнергии при этом изменяется произвольно. Затем, после выхода режима в допустимую область, происходит оптимизация по выработке гидроэнергии, которая возрастает до максимально возможной величины. Время счета оптимального режима равно 20—30 мин.

каскад, что и в примере 1). Для обеспечения судоходства в навигационный период до 15 ноября требуется давать в нижний бьеф нижней ГЭС каскада заданный попуск воды. В годы ниже средней водности этот попуск не может быть обеспечен за счет приточности реки, и поэтому возникает потребность в сработке водохранилищ ГЭС. При этом попуск в нижний бьеф нижней ГЭС может быть обеспечен за счет сработки как верхнего, так и нижнего водохранилища. Целесообразный режим сработки водохранилищ определялся на основе оптимизационного расчета по критерию максимума выработки гидроэнергии. На рис, 2-'17 ;(см. стр. 68) приведен оптимальный режим водохранилищ для условий водности 11960/61 г. (сплошная линия). При проведении расчета считались заданными уровни водохранилищ «а конец межени. Расчет показывает, что з навигационный период срабатываются оба зодохранилища, но в большей степени срабатывается нижнее водохранилище. При этом снижается подпор нижнего бьефа верхней ГЭС со стороны нижнего водохранилища, что повышает напор и мощность верхней ГЭС.

На рис. 2-18 показан результат расчета одного из половодных режимов ГЭС по критерию максимума выработки гидроэнергии. В качестве начального взят режим, в котором регулирование заданного рыбохозяйственного попуска осуществляется в первую очередь за счет верхней ГЭС. Однако расчет оптимизации показывает, что более выгодно осуществлять регулирование в первую очередь водохранилищем нижней ГЭС. Это обусловлено следующим. Требуе-

Анализ показал, что для всех приведенных выше примеров расчеты по критериям максимума выработки гидроэнергии и минимума расхода топлива дают близкие результаты.

Вначале рекомендуется поставить величины Бф в зависимость от суммарной мощности всех ГЭС 2УУГЭС в каждом интервале. Для этого зависимости 5ФО —/ (2лГгэс) нужно аппроксимировать полиномом, используя числовой материал (3-30). Может оказаться, что фактические значения Ьф ложатся на кривые БФО = / (АЖ'ГЭС) с небольшим разбросом (обычно допустим разброс не более 10°/0) — тогда указанные кривые являются единственными аналитическими зависимостями, посредством которых задаются характеристики среднеинтервальных относительных приростов тепловых станций. Если кривые 6*° = /(2Ж'ГЭС) для разных ГЭС практически совпадают друг с другом, то задание среднеинтервальных характеристик тепловых станций еще более упрощается. Возможны случаи, когда Бф не зависит от мощностей ГЭС. Если при этом значения Бф в разных расчетных интервалах равны между собой, то критерий минимума расхода топлива сводится к критерию максимума выработки гидроэнергии (имеется в виду критерий оптимальности режимов ГЭС).