Расчет НУР на основе нормативно-технической документации по топливоиспользованию

Ожидаемые значения отпуска тепла электростанцией (котельной)

внешним потребителям с паром фиксированного давления (Q ) и с

п

сетевой водой (Q ), Гкал, рассчитываются по формулам:

сет.в

возвр возвр

Q = (SUM D х (i - i ) - SUM G х (j -

п потр j п обр к j к j

-3

- i )) х 10 , (1)

исх

прям

Q = (SUM G х (i - i ) - SUM G х

сет.в сет.в i прям исх подп i

-3

х (i - i )) х 10 , (2)

обр исх

где D - отпуск пара j-ому потребителю, т. Значения

потр j

D принимается на основании заявок потребителей;

потр j

i - энтальпия пара в коллекторе, от которого обеспечивается

пi

отпуск пара, ккал/кг. Принимается по эксплуатационным данным или

рассчитывается по параметрам пара, оговоренным в заявках на

теплоснабжение потребителей;

возвр

j - энтальпия возврата конденсата j-ым потребителям пара,

к j

ккал/кг;

прям

G , G - расходы прямой и подпиточной воды по

сет.в i подп i

i-ой магистрали теплосети, т. Принимаются на основе заявок

потребителей;

i , i - энтальпии прямой и обратной сетевой воды,

прям обр

ккал/кг. Соответствуют температурному графику тепловой сети для

ожидаемой средней температуры наружного воздуха;

i - энтальпия воды в источнике водоснабжения, ккал/кг.

исх

Суммарный отпуск тепла из производственных отборов

(противодавления) турбин (Q ), Гкал, подключенных к коллектору

по

пара одного давления, в общем виде определяется по формуле:

Q = (SUM D + D + D + D - D ) х (i - t ) х

по потр j сн хн пб роу п к

-3

х 10 , (3)

где D , D , D - расходы пара от коллектора на

сн хн пб

собственные, хозяйственные нужды, пиковые бойлеры, т;

D - расход пара в коллектор от РОУ, подключенных к

роу

источнику пара более высокого давления, т;

i - средняя энтальпия конденсата (возвращаемого от внешних

к

потребителей, потребителей собственных и хозяйственные нужды) и

добавка, восполняющего его невозврат, перед регенеративным

подогревателем (деаэратором), подключенным к коллектору, ккал/кг;

сн хн

Q = SUM Q + Q + Q + Q + SUM ((D + D + D -

то п сет.в то то сн хн пб

-3

- D ) х (i - i ) х 10 ) - Q - SUM Q , (4)

роу п исх пвк по

где Q - ожидаемый отпуск тепла от ПВК, Гкал. Отпуск тепла

пвк

от пиковых водогрейных котлов (пиковых бойлеров), Гкал,

рассчитывается на основе прогноза продолжительности стояния

температур наружного воздуха (тау ), при которых необходимо их

tнв

включение для обеспечения выполнения температурного графика

теплосети:

пвк(пб) " ' -3

Q = G х (i - i ) х тау х 10 , (5)

пвк(пб) сет.в с.в с.в tнн

пвк(пб)

где G - расход сетевой воды через пиковые водогрейные

сет.в

котлы

или

пиковые бойлеры, т/ч;

' "

i , i - энтальпии сетевой воды перед ПВК (пиковыми

с.в с.в

бойлерами) и за ними, ккал/кг.

После распределения тепловых нагрузок по диаграммам режимов и

нормативным характеристикам определяются минимальная электрическая

мощность каждой турбины и минимальная выработка электроэнергии

электростанцией (Э ), тыс. кВт.ч:

мин

мин

Э = SUM N х тау + SUM N х тау , (6)

мин р раб пт.т раб

мин

где N , N - мощность, развиваемая турбинами типа Р (или

р пт.т

турбинами типа ПТ, Т при работе с ухудшенным вакуумом) и

минимальная мощность турбин типа ПТ и Т при заданных нагрузках

отборов (противодавления), тыс. кВт.

мин

Значение N включает в себя теплофикационную мощность и

пт.т

мощность, развиваемую на вентиляционном пропуске пара в

конденсатор при полностью закрытой диафрагме цилиндра низкого

мин

давления (далее - ЦНД). Факторы, увеличивающие N сверх

пт.т

минимально необходимого уровня (неплотность регулирующей диафрагмы

цилиндра низкого давления, рост температуры выхлопного патрубка

сверх допустимого уровня и т.д.), должны быть подтверждены

соответствующими документами.

Конденсационная выработка электроэнергии, подлежащая

распределению между турбинами (дельтаЭ ), тыс. кВт.ч,

кн

определяется по формуле:

дельтаЭ = Э - Э (7)

кн мин

Распределение дельтаЭ между турбинами производится на основе

кн

предварительно рассчитанных характеристик относительных приростов

расходов тепла на выработку электроэнергии по конденсационному

циклу (дельтаg ) для всех возможных сочетаний агрегатов. В первую

кн

очередь загружаются агрегаты, имеющие наименьшие значения

дельтаq .

кн

Распределение отпуска тепла внешним потребителям в паре одного

давления или с сетевой водой между подгруппами электростанции

производится пропорционально тепловым нагрузкам отборов турбин

(Q , Q ), входящих в состав подгруппы.

по то

Необходимые для расчетов значения часовых расходов свежего

пара (D ) и пара в конденсаторы (D ) по отдельным турбинам с

о 2

достаточной для целей прогнозирования точностью могут быть

рассчитаны по формулам, т/ч:

-3 3

D = (q х N х 10 + Q + Q ) х 10 / К (8)

о т.ин т по то

-3

D = (q х N х 10 - 86 х N / эта - дельтаQ ) х

2 т.ин т т эм изл

3

х 10 / 550, (9)

где q - исходно-номинальный удельный расход тепла брутто

т.ин

по турбине, ккал/кВт.ч;

К = i - i + альфа х дельтаi , (10)

о пв пп пп

где i , i , дельтаi - энтальпии свежего пара, питательной

о пв пп

воды, прирост энтальпии в тракте промперегрева, ккал/кг;

альфа - доля пара промперегрева от расхода свежего пара;

пп

эта - электромеханический КПД, %. Принимается равным 97%;

эм

дельтаQ - потери тепла через теплоизоляцию турбины, Гкал/ч.

изл

Для турбин мощностью 25,50 и 100 мВт могут быть приняты 0,49;

0,61 и 1,18 Гкал/ч.

Р = SUM Р х D / SUM D + дельтаР , (11)

п потр.j потр.j потр.j п.пот

где P , D - давление, кгс/см2, и расход пара, т,

потр.j потр.j

по каждому внешнему потребителю (на выводах со станции).

Принимаются в соответствии с заключенными договорами

с потребителями;

дельтаР - потери давления в паропроводах от выводов до

п.пот

камеры отбора турбины, кгс/см2.

1. Прогнозируемый период разбивается на две части: период

совместной работы ПВК или пиковых бойлеров и отборов (п ) и

сут

период отпуска тепла только из отборов (т ).

сут

По средней ожидаемой за п и т температуре наружного

сут сут

(п) (т)

воздуха (t , t ) определяется температура прямой сетевой воды

нв нв

(t ), град. С, на основании температурного графика тепловой

пр.св

сети:

(п) (п)

t = F (t ) (12)

пр.св нв

(т) (т)

t = F (t ) (13)

пр.св нв

2. Рассчитывается средняя температура сетевой воды за

об

основными подогревателями (t ), град. С:

св

об (п) (т)

t = ((t - дельтаt ) x п + t x т ) /

св пр.св свпвк.пб сут пр.св сут

/ (п + т ), (14)

сут сут

где дельта t - нагрев сетевой воды в ПВК или пиковых

св.пвк.пб

бойлерах, град. С;

п об.п

дельта t = t - t (15)

св.пвк.пб пр.св св

об.п

t - температура сетевой воды за основными подогревателями,

св

соответствующая максимальному давлению пара в теплофикационных

макс

отборах (Р ), град. С;

т

об.п п

t = t - Qt (16)

св нас под

п макс

t - температура насыщения при давлении P , град. С;

нас т

Qt - номинальный температурный напор в основных сетевых

под

подогревателях, град. С.

об

t = t + Qt (17)

нас св под

Р = F(t ) + дельта Р , (18)

т нас т.под

где дельтаP - потери давления в паропроводах от выводных

т.пот

коллекторов до камеры отбора i-ой турбины, кгс/см2.

Увеличение расхода тепла на производство электроэнергии при

условном отсутствии отпуска тепла внешним потребителям из отборов

и противодавления турбин (дельтаQ ), Гкал, определяется по

э(отр)

формулам:

o -3

дельтаQ = (SUM (q - q ) x Э ) x K x 10 (19)

э(отр) т т т от

-3

дельтаQ = (SUM (q - q ) x Э ) x K x 10 , (20)

э(отр) кн т т от

o

где q , q - удельные расходы тепла брутто по турбине при

т т

отсутствии отпуска тепла из отборов (регуляторы давления в обоих

отборах включены) и при прогнозируемой электрической нагрузке,

ккал/кВт.ч;

g - удельный расход тепла на турбину с конденсатором,

кн

имеющей такие же параметры свежего пара, как и по турбинам типа Р,

ПР при прогнозируемой электрической нагрузке при отсутствии

отпуска тепла из отборов (регуляторы давления в отборах включены),

ккал/кВт.ч;

Э - прогнозируемая выработка электроэнергии турбиной, тыс.

т

кВт.ч;

К - отношение по подгруппе отпуска тепла внешним

от

потребителям отработавшим паром к суммарной нагрузке отборов.

Для турбин с конденсацией пара при отпуске тепла из

конденсатора за счет "ухудшенного" вакуумом значение

конд

(дельтаQ ) допускается принимать равным величине отпуска

э(отр)

тепла из конденсатора.

абсолютных и удельных расходов тепла брутто на выработку

электроэнергии (Q , Гкал и q , ккал/кВт.ч);

э т

сн сн

абсолютных и удельных расходов тепла (Q , Гкал и q , %) и

ту ту

сн сн

электроэнергии (Э , тыс. кВт.ч и Э , %) на собственные нужды;

ту ту

н

удельного расхода тепла нетто (q , ккал/кВт.ч).

ту

24. Количество работающих в прогнозируемом периоде котлов

каждого типа (n , n ...n ) в подгруппе выбирается исходя из

1 2 m

суммарной потребности в тепле на турбины, загрузки котлов на

уровне 80 - 90% от номинальной теплопроизводительности, а также

графика ремонтов оборудования. Учитываются также согласованные

ограничения номинальной паропроизводительности котлов.

бр ном

Q = SUM Q + SUM Q + SUM Q + Q + K x SUM n x Q x

ку э по то роу пот т к.бр.т

-2

x тау x 10 , (21)

кал

где К - удельная величина потерь теплового потока, %.

пот

Принимается равной 1% для конденсационной электростанции (далее

- КЭС) и 1,5% для теплоэлектроцентрали (далее - ТЭЦ) от

номинальной производительности работающих в прогнозируемом

периоде котлов m-ого типа;

n - выбранное при прогнозе количество работающих котлов m-ого

m

типа;

ном

Q - номинальная теплопроизводительность котла m-ого

к.бр.т

типа, Гкал/ч.

бр

Распределение Q между типами котлов подгруппы оборудования

ку

производится пропорционально номинальным теплопроизводительностям

(если на электростанции отсутствуют какие-либо другие

соображения).

н

КПД нетто (эта );

ку

сн сн

абсолютных и удельных расходов тепла (Q , Гкал и q , %) и

ку ку

сн сн

электроэнергии (Э , тыс. кВт.ч и Э , %) на собственные нужды.

ку ку

н э

b = b x (1 + K x (1 - мю )) (22)

э э р э

н тэ

b = b x (1 + K x (1 - мю )), (23)

тэ.эн.к тэ.эн.к р.эн.к тэ.эн.к

н

где b - номинальный удельный расход топлива на

э

электроэнергию, г/кВт.ч;

н

b - номинальный удельный расход топлива на тепло,

тэ.эн.к

отпущенное от энергетических котлов, кг/Гкал;

э тэ

К , К - коэффициенты резерва тепловой экономичности по

р р.эн.к

отпуску электроэнергии и тепла от энергетических котлов;

мю , мю - степени использования резерва тепловой

э тэ.эн.к

экономичности по отпуску электроэнергии и тепла от энергетических

котлов.

b = SUM (b x Э ) / SUM Э (24)

э э.i отп.i от.i

н тэ

b = b x (1 + K x (1 - мю )) (25)

тэ.пвк тэ.пвк р.пвк тэ.пвк

b = SUM (b x (Q - Q ) / SUM (Q -

тэ.эн.к тэ.эн.к.i от i пвк i от i

- Q ) (26)

отп пвк

b = (b x SUM (Q - Q ) + b x Q ) / Q (27)

тэ тэ.эн.к от i пвк i тэ пвк пвк от

b = SUM (b x Э ) / SUM Э (28)

э э.j от.j от.j

н тэ

b = SUM (b x (1 + K x (1 - мю )) x

тэ.рк тэ.рк.i рк.i тэ.рк.i

x Q ) / SUM Q (29)

от.рк.i от.рк.i

b = SUM (b x Q + b x Q ) / SUM (Q +

тэ тэ.j от.j тэ.рк от.рк от.i

+ Q ), (30)

от.рк

н

где b - номинальный удельный расход топлива на тепло,

тэ.рк.i

отпускаемое от районной котельной, кг/Гкал;

тэ

К , мю - коэффициент резерва и степень его

ркi тэркi

использования по районной котельной;

Q - отпуск тепла от котельных, Гкал.

от.рк

э

Значения коэффициентов резерва тепловой экономичности (K ,

р

тэ тэ тэ

К , К , К ) рассчитываются по отчетным данным

р.эн.к р.пвк рк

предшествующего года за месяц, соответствующий прогнозируемому:

н н

Кр = (b - b ) / b (31)

i

н

где b, b - фактический и номинальный удельные расходы топлива

на отпускаемую энергию.

Степени использования резервов тепловой экономичности (мю ,

э

мю , мю , мю ) принимаются равными значениям,

тэ.эн.к тэ.пвк тэ.рк

утвержденным в составе НТД по топливоиспользованию для года,

предшествующего прогнозируемому.

27. При необходимости могут быть рассчитаны нормативы удельных

расходов топлива на отпускаемую электрическую энергию при ее

производстве по конденсационному (b ) и теплофикационному

э(конд)

циклам (b ) по подгруппе оборудования, электростанции или

э(тф)

организации в целом.

1. Определяются удельные затраты электроэнергии на 1 Гкал

тепла, отпущенного котельной установкой, кВт.ч/Гкал:

сн сн 3 бр сн пот

Э = Э x 10 / (Q - Q - Q ) (32)

ку(уд) ку ку ку тп

сн 3 сн 2

Э = дельтаq x (Э - Э ) x 10 x (1 + q / 100) x 10 /

ку(кн) кн тф ту

сн сн

/ (ню x (1 - q / 100)) x Э (33)

тп ку ку(уд)

сн сн

Э = Э + Э + (Э - (Э + Э )) x Э / Э

ту(кн) цн кн ту цн кн кн

сн сн сн

Э = Э + Э (34)

ээ(кн) ку(кн) ту(кн)

сн сн сн

Э = Э + Э (35)

ээ(тф) ээ ээ(кн)

кн сн

Э = Э - Э - Э (36)

от тф ээ(кн)

тф кн

Э = Э - Э (37)

от от от

кн

b = b x K (38)

э э отр(к)

тф кн кн тф

b = (b x Э - b x Э ) / Э (39)

э э от э от от

кн тф

По электростанции в целом b и b рассчитываются как

э э

кн тф

средневзвешенные по Э и Э величины удельных расходов топлива

от от

по подгруппам оборудования, а по организации в целом - как

средневзвешенные величины удельных расходов топлива по

электростанциям, входящим в его состав.