20. При наличии на ТЭС или котельной действующей НТД по топливоиспользованию, НУР на отпускаемую электростанцией электрическую и тепловую энергию, НУР на отпускаемую тепловую энергию котельной рассчитываются в последовательности, регламентированной макетом расчета номинальных показателей и нормативов удельных расходов топлива.

Расчеты выполняются по каждому турбоагрегату и каждому типу кот­лоагрегатов, входящих в состав группы оборудования.

По группе в целом показатели определяются путем суммирования или взвешивания результатов расчетов показателей турбо – и котлоагрегатов, входящих в ее состав. В целом по электростанции (котельной) показатели опре­деляются на основе результатов их расчетов по отдельным группам.

21. В качестве исходных данных принимаются ожидаемые по электростанции (котельной) значения показателей, характеризующих объемы производства энергии, режимы и условия эксплуатации, внешние факторы, резервы тепловой экономичности и степень их использования.

К основным из этих показателей относятся (для каждого из месяцев периода прогнозирования):

выработка электроэнергии;

отпуск тепла потребителям в паре на технологические нужды;

отпуск тепла в горячей воде в теплосеть;

структура сжигаемого топлива и его характеристики;

температура наружного воздуха;

температуры охлаждающей воды конденсаторов;

состав работающего оборудования.

Применительно к конкретной электростанции (котельной) полный состав исход­ных данных перечислен в макете, входящем в состав НТД по топливоиспользованию.

Выработка электроэнергии электростанциями принимается в соответствии с прогнозными энергобалансами, согласованными с Региональным диспетчерским управлением и органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов.

22. При расчете прогнозируемых тепловых нагрузок производствен­ных и теплофикационных отборов турбин (противодавления) в обязательном порядке соблюдается принцип их приоритетного использования по сравнению с пиковыми водогрейными котлами (далее - ПВК), редукционно-охладительными установками (далее - РОУ).

Суммарный отпуск тепла из производственных отборов (противодавле­ния) турбин (Qпо), Гкал, в общем виде определяется по формуле:

Qпо =Qп+Qснп+Qхнп+Qпб-Qроу, (1)

где Qп - отпуск тепла внешним потребителям, Гкал;

Qснп, Qхнп, Qпб – расходы тепла на собственные, хозяйственные нужды, пиковые бойлеры, Гкал;

Qроу – расход тепла от РОУ, подключенных к источнику пара более высокого давления, Гкал.

Расход тепла на собственные нужды рассчитывается по соответствую­щим зависимостям, входящим в состав энергетических характеристик оборудо­вания.

На хозяйственные нужды отпуск тепла принимается по фактическим дан­ным периода, предшествующего расчетному.

Расходы тепла на пиковые бойлеры рассчитываются по уравнениям теплового баланса.

Загрузка РОУ допускается при дефиците пара отборов турбин (проти­водавления).

Отпуск тепла из теплофикационных отборов турбин (противодавления) в общем случае включает в себя:

отпуск тепла внешним потребителям (Qт), на собственные (Qснт) и хо­зяйственные нужды (Qхнт ) от подогревателей, подключенных к этим отбо­рам;

расходы тепла на нагрев добавка, восполняющего невозврат конденсата от потребителей пара отборов более вы­сокого потенциала (Qнев).

Ожидаемое значение суммарного отпуска тепла из теплофикационных отборов турбин, Гкал, может быть рассчитано по формуле:

Qто=Qт+Qпотт+Qснт+Qхнт+Qнев-Qпвк, (2)

где Qпотт – потери тепла, связанные с его отпуском внешним потребителям в горячей воде;

Qпвк – ожидаемый отпуск тепла от ПВК, Гкал.

Отпуск тепла от пиковых водогрейных котлов (пиковых бойлеров) рассчитывается на основе прогноза продолжительности стояния тем­ператур наружного воздуха (ttнв), при которых необходимо их включение для обеспечения выполнения температурного графика теплосети:

, (3)

где – расход сетевой воды через пиковые водогрейные котлы или пиковые бойлеры, т/ч;

– энтальпии сетевой воды перед ПВК (пиковыми бойлерами) и за ними, ккал/кг.

При распределении электрических и тепловых нагрузок между отдельными агрегатами электростанции целесообразно стремиться к минимиза­ции затрат тепла турбинной установкой на выработку электроэнергии.

Для этого применяются специальные компьютерные программы. При отсутствии таких программ следует руководствоваться следующими рекомендациями.

В случае работы электростанции в расчетном периоде по тепло­вому графику, в первую очередь загружаются отборы турбин с наи­большей по сравнению с другими турбинами подгруппы полной удельной вы­работкой электроэнергии по теплофикационному циклу.

При работе электростанции по электрическому графику распределение тепловых и электрических нагрузок производится взаимосвязано.

При наличии на электростанции нескольких подгрупп оборудования, целесообразно в период максимума электрической нагрузки передавать тепловые нагрузки на подгруппу с более низкими начальными параметрами свежего пара с целью максимального ограничения ею конденсационной выработки электроэнергии. Причем больший эффект может быть обеспечен при передаче теплофикационной нагрузки.

При работе турбин с электрическими нагрузками, близкими к номинальным, для достижения максимальной теплофикационной выработки электроэнергии отборы однотипных агрегатов нагружаются равномерно.

Летний период работы агрегатов с низкими нагрузками предопределяет неравномерный характер распределения тепловой нагрузки между турбинами вплоть до ее передачи на одну из них.

При параллельной работе турбин типа ПТ и Р в первую очередь, как показывают расчеты, нагружаются отборы турбин типа ПТ до достижения наибольших значений полной удельной теплофикационной выработки элект­роэнергии.

При распределении тепловых нагрузок учитываются:

ограничения заводов-изготовителей по минимальной загрузке отборов турбин;

особенности схемы теплофикационной установки в части отпуска тепла внешним потребителям и на собственные нужды;

надежность теплоснабжения потребителей.

После распределения тепловых нагрузок по диаграммам режимов и нормативным характеристикам определяются минимальная электрическая мощность каждой турбины и минимальная выработка электроэнергии электростанцией (Эмин), тыс. кВт×ч:

, (4)

где Nр, – мощность, развиваемая турбинами типа Р (или турбинами типа ПТ, Т при работе с ухудшенным вакуумом) и минимальная мощность турбин типа ПТ и Т при заданных нагрузках отборов (противодавления), тыс. кВт.

Значение включает в себя теплофикационную мощность и мощность, развиваемую на вентиляционном пропуске пара в конденсатор при полностью закрытой диафрагме цилиндра низкого давления (далее – ЦНД). Факторы, увеличивающие сверх минимально-необходимого уровня (неплотность регулирующей диаф­рагмы цилиндра низкого давления, рост температуры выхлопного патрубка сверх допустимого уровня и т. д.) подтверждаются соответствующими документами. Расчет минимальной нагрузки ТЭЦ производится в соответствии с рекомендациями, приведенными в приложении 14 к настоящей Инструкции.

Дополнительная конденсационная выработка электроэнергии, подлежащая распределе­нию между турбинами (DЭкн), тыс. кВт×ч, определяется по формуле:

DЭкн = Э – Эми, (5)

где Э – планируемая выработка электроэнергии, тыс. кВт. ч

Для ТЭЦ при обосновании дополнительной конденсационной выработки электроэнергии могут рассматриваться следующие факторы:

наличие неотключаемых потребителей теплоснабжения;

обеспечение технического минимума нагрузки котлов;

увеличение температуры охлаждающей воды на выходе из конденсаторов турбин для предотвращения обмерзания градирен в зимнее время.

Распределение DЭкн между турбинами производится на основе предва­рительно рассчитанных характеристик относительных приростов расходов тепла на выработку электроэнергии по конденсационному циклу (Dqкн) для всех возможных сочетаний агрегатов. В первую очередь загружаются агрегаты, имеющие наименьшие значе­ния Dqкн.

Распределение отпуска тепла внешним потребителям в паре од­ного давления или с сетевой водой между подгруппами электростанции производится пропорционально тепловым нагрузкам отборов турбин (Qпо, Qто), входящих в состав подгруппы.

Отпуск тепла от пиковых водогрейных котлов распределяется по подгруппам оборудования электростанции пропорционально отпуску теп­ла с сетевой водой.

Необходимые для расчетов значения часовых расходов свежего пара (Dо) и пара в конденсаторы (D2) по отдельным турбинам с достаточ­ной для целей прогнозирования точностью могут быть рассчитаны по фор­мулам, т/ч:

, (6)

, (7)

где qт. ин – исходно-номинальный удельный расход тепла брутто по турбине, ккал/кВт×ч;

K – коэффициент соотношения расхода тепла и свежего пара на турбину может быть принят равным 0,6 – 0,7 или рассчитан по формуле:

, (8)

где iо, iпв, Diпп – энтальпии свежего пара, питательной воды, прирост энтальпии в тракте промперегрева, ккал/кг;

aпп – доля пара промперегрева от расхода свежего пара;

hэм – электромеханический КПД,%. Принимается равным 97%;

DQизл – потери тепла через теплоизоляцию турбины, Гкал/ч. Для турбин мощностью 25,50 и 100 МВт могут быть приняты 0,49; 0,61 и 1,18 Гкал/ч.

При расчете НУР параметры свежего пара и пара после промперегрева соответствуют значениям, принятым в нормативных харак­теристиках турбин в качестве номинальных.

23. Для ТЭС, применяющих метод распределения затрат топлива в комбинированном цикле между электрической и тепловой энергией пропорционально затратам тепла на выработку электрической энергии и отпуск тепловой энергии при условии их раздельного производства, увеличение расхода тепла на производство электроэнергии при условном отсутствии отпуска тепла внешним потребителям из отборов и противодавления турбин (DQэ(отр)), Гкал, определяется по формулам:

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19