III. Методика расчета нормативов удельных расходов топлива по ТЭС и котельным
Расчет НУР на основе нормативно-технической документации по топливоиспользованию
22. При наличии на ТЭС утвержденной в установленном порядке нормативно-технической документации по топливоиспользованию НУР на отпускаемую электростанцией электроэнергию и тепло (районной котельной - на отпускаемое тепло) рассчитываются в последовательности,
регламентированной макетом расчета номинальных показателей и нормативов удельных расходов топлива, входящим в состав действующей нормативно-технической документации по топливоиспользованию.
Расчеты выполняются по каждому турбоагрегату и каждому типу котлов.
По подгруппе в целом показатели определяются путем суммирования или взвешивания результатов расчетов показателей турбоагрегатов и котлов, входящих в ее состав. В целом по электростанции (котельной) показатели определяются на основе результатов их расчетов по отдельным подгруппам.
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;
расходы и параметры пара, отпускаемого внешним потребителям;
отпуск тепла в теплосеть;
структура сжигаемого топлива и его характеристики;
температура наружного воздуха;
температуры охлаждающей и исходной воды;
состав работающих турбоагрегатов и котлов.
Применительно к конкретной электростанции (котельной) полный состав исходных данных указывается в макете, входящем в состав НТД по топливоиспользованию.
При тарифном прогнозировании в макеты вносятся рассматриваемые ниже изменения, касающиеся в основном способов получения исходных данных и определения отдельных показателей турбоагрегатов и котлов.
Выработка электроэнергии электростанциями принимается в соответствии с энергобалансами.
Ожидаемые значения отпуска тепла электростанцией (котельной) внешним потребителям с паром фиксированного давления (Q_п) и с сетевой водой (Q_ceт.в), Гкал, рассчитываются по формулам:
возвр возвр -3
Q = (Сумма D x(i - i ) - Сумма G x (i - i )) x 10 , (1)
п потрj п обр кj кj исх
прям -3
Q = (Сумма G x (i - i ) + Сумма G x (i - i )) х 10 , (2)
сеm.в сет.в i прям исх подп i обр исх
где D - отпуск пара j-ому потребителю, т. Значения
потр j D_потр j принимается на основании заявок
потребителей;
i - энтальпия пара в коллекторе, от которого
пi обеспечивается отпуск пара, ккал/кг. Принимается
по эксплуатационным данным или рассчитывается по
параметрам пара, оговоренным в заявках на
теплоснабжение потребителей;
возвр
i - энтальпия возврата конденсата j-ым потребителям
кj пара, ккал/кг;
прям
G , G - расходы прямой и подпиточной воды по i-ой
сеm.в i подп i 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,
исх ккал/кг.
23. При расчете прогнозируемых тепловых нагрузок производственных и теплофикационных отборов турбин в обязательном порядке должен соблюдаться принцип их приоритетного использования по сравнению с другими источниками теплоснабжения пиковыми водогрейными котлами (далее - ПВК), редукционно-охладительными установками (далее - РОУ).
Суммарный отпуск тепла из производственных отборов (противодавления) турбин (Q_по), Гкал, подключенных к коллектору пара одного давления в общем виде определяется по формуле:
-3
Q = (Сумма D + D + D + D - D ) x (i - t ) x 10 , (3)
по потр j сн хн пб роу п к
где D , D , D - расходы пара от коллектора на собственные,
сн хн пб 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
к внешних потребителей, потребителей собственных и
хозяйственные нужды) и добавка, восполняющего его
невозврат, перед регенеративным подогревателем
(деаэратором), подключенным к коллектору, ккал/кг;
Расход пара на собственные нужды рассчитывается по соответствующим зависимостям, входящим в состав энергетических характеристик оборудования.
На хозяйственные нужды расходы пара принимаются по отчетным данным.
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 в общем случае включает в себя:
отпуск тепла внешним потребителям, на собственные и хозяйственные нужды от подогревателей, подключенных к этим отборам;
расходы тепла на подпитку теплосети и на нагрев добавка, восполняющего невозврат конденсата от потребителей пара отборов более высокого потенциала.
Ожидаемое значение суммарного отпуска тепла из теплофикационных отборов турбин, Гкал, может быть рассчитано по формуле:
сн хн
Q = Сумма Q + Q + Q + Q + Сумма((D + D + D - D )
mо п сеm.в mо mо сн хн пб роу
-3
x (i - i ) x 10 - Q - Сумма Q , (4)
п исх пвк по
где Q - ожидаемый отпуск тепла от ПВК, Гкал. Отпуск тепла от
пвк пиковых водогрейных котлов (пиковых бойлеров), Гкал,
рассчитывается на основе прогноза продолжительности
стояния температур наружного воздуха (тау_tнв), при
которых необходимо их включение для обеспечения выполнения
температурного графика теплосети:
пвк(пб) -3
Q = G x (i" - i' ) x тау x 10 , (5)
пвк(пб) сеm.в с.в с.в tнн
пвк(пб)
где G - расход сетевой воды через пиковые водогрейные котлы или
сеm.в пиковые бойлеры, т/ч;
i' , i" - энтальпии сетевой воды перед ПВК (пиковыми бойлерами) и
с.в с.в за ними, ккал/кг.
При распределении электрических и тепловых нагрузок между отдельными агрегатами электростанции необходимо стремиться к минимизации затрат тепла турбинной установкой на выработку электроэнергии.
Для этой цели целесообразно применять специальные компьютерные программы. При отсутствии таких программ необходимо руководствоваться следующими рекомендациями.
В случае работы электростанции в расчетном периоде по тепловому графику, в первую очередь должны загружаться 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 должно производиться 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 следует нагружать 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, должны нагружаться отборы турбин типа ПТ до достижения наибольших значений полной удельной теплофикационной выработки электроэнергии.
При распределении тепловых нагрузок должны быть учтены:
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 (Э_мин), тыс. кВт х ч:
мин
Э = Сумма N x тау + Сумма N x тау , (6)
мин р раб пm.m раб
мин
где N , N - мощность, развиваемая турбинами типа Р (или турбинами
р пm.m типа ПТ, Т при работе с ухудшенным вакуумом) и
минимальная мощность турбин типа ПТ и Т при заданных
нагрузках отборов (противодавления), тыс. кВт.
Значение N(мин)_пm.m 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 N(мин)_пm.m сверх 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 (Дельта Э_кн), тыс. кВт х ч, определяется по формуле:
Дельта Э = Э - Э (7)
кн мин
Распределение Дельта Э_кн между турбинами производится на основе предварительно рассчитанных характеристик относительных приростов расходов тепла на выработку электроэнергии по конденсационному циклу (Дельта q_кн) для всех возможных сочетаний агрегатов. В первую очередь загружаются агрегаты, имеющие наименьшие значения Дельта q_кн.
Распределение отпуска тепла внешним потребителям в паре одного давления или с сетевой водой между подгруппами электростанции производится пропорционально тепловым нагрузкам отборов турбин (Q_по, Q_mо), 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 (D_0) и пара в конденсаторы (D_2) по отдельным турбинам с достаточной для целей прогнозирования точностью могут быть рассчитаны по формулам, т/ч:
-3 3
D = (q х N x 10 + Q + Q ) x 10 /К (8)
0 m.ин m по mо
-3 3
D = (q x N x 10 - 86 x N /эта - Дельта Q ) x 10 /550, (9)
2 m.ин m m эм изл
где q - исходно-номинальный удельный расход тепла брутто по турбине,
m.ин ккал/кВт х ч;
К - коэффициент соотношения расхода тепла и свежего пара на
турбину. Может быть принят равным 0,6 - 0,7 или рассчитан по
формуле:
К = i - i + альфа х Дельта i , (10)
0 пв пп пп
где i , i , Дельта i - энтальпии свежего пара, питательной воды,
0 пв пп прирост энтальпии в тракте промперегрева,
ккал/кг;
альфа - доля пара промперегрева от расхода свежего
пп пара;
эта - электромеханический КПД, %. Принимается равным
эм 97%;
Дельта Q - потери тепла через теплоизоляцию турбины,
изл Гкал/ч. Для турбин мощностью 25, 50 и 100 мВт
могут быть приняты 0,49; 0,61 и 1,18 Гкал/ч.
Параметры свежего пара, пара после промперегрева должны соответствовать значениям, принятым в нормативных характеристиках турбин в качестве номинальных.
Давление пара в камерах производственных отборов турбин рассчитывается по формуле, кгс/см2:
Р = Сумма Р х D /Сумма D + Дельта Р , (11)
п поmр.j поmр.j поmр.j п.поm
где P , D - давление, кгс/см2, и расход пара, т, по каждому
потр.j потр.j внешнему потребителю (на выводах со станции).
Принимаются в соответствии с заключенными
договорами с потребителями;
Дельта Р - потери давления в паропроводах от выводов до
п.пот камеры отбора турбины, кгс/см2.
Давление пара в камерах теплофикационных отборов турбин определяется в следующей последовательности:
1. Прогнозируемый период разбивается на две части: период совместной работы ПВК или пиковых бойлеров и отборов (п_сут) и период отпуска тепла только из отборов (т_сут).
По средней ожидаемой за п_сут и т_сут температуре наружного воздуха (t(п)_нв, t(т)_нв) определяется температура прямой сетевой воды (t_пр.cв),°C, на основании температурного графика тепловой сети:
(п) (п)
t = F(t ) (12)
пр.св нв
(m) (m)
t = F(t ) (13)
пр.св нв
2. Рассчитывается средняя температура сетевой воды за основными подогревателями (t(об)_св), °С:
об (п) (m)
t = ((t - Дельта t ) x п + t x m )/(п + m ), (14)
св пр.св свпвк.пб суу пр.св суm суm суm
где Дельта t - нагрев сетевой воды в ПВК или пиковых бойлерах,
св.пвк.пб °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
отборах (P(макс)_m),°С;
об.п п
t = t - сигма t (16)
св нас под
п
t - температура насыщения при давлении P(макс)_m, °С;
нас
сигма t - номинальный температурный напор в основных сетевых
под подогревателях, °С
3. Определяются средняя температура насыщения и собственно давление пара в камере отбора турбины:
об
t = t + сигма t (17)
нас св под
P = F(t ) + Дельта P , (18)
m нас m.под
где Дельта Р - 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 (Дельта Q_э(оmр)), Гкал, определяется по формулам:
для турбин типа ПТ, Т:
о -3
Дельта Q = (Сумма(q - q ) x Э ) х К х 10 (19)
э(оmр) m m m оm
для турбин типа Р, ПР:
-3
Дельта Q = (Сумма(q - q ) x Э ) х К х 10 , (20)
э(оmр) кн m m оm
о
где q , q - удельные расходы тепла брутто по турбине при отсутствии
m т отпуска тепла из отборов (регуляторы давления в обоих
отборах включены) и при прогнозируемой электрической
нагрузке, ккал/кВт х ч;
q - удельный расход тепла на турбину с конденсатором, имеющей
кн 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 x ч;
Э - прогнозируемая выработка электроэнергии турбиной, тыс.
т кВт x ч;
К - отношение по подгруппе отпуска тепла внешним потребителям
от отработавшим паром к суммарной нагрузке отборов.
Для турбин с конденсацией пара при отпуске тепла из конденсатора за счет "ухудшенного" вакуумом значение Дельта Q(конд)_э(оmр) допускается принимать равным величине отпуска тепла из конденсатора.
Конечной целью выполнения расчетов по турбинной установке является получение по подгруппам оборудования прогнозируемых значений:
абсолютных и удельных расходов тепла брутто на выработку электроэнергии (Q_э, Гкал и q_m, ккал/кВт x ч);
абсолютных и удельных расходов тепла (Q(сн)_mу, Гкал и q(сн)_mу, %) и электроэнергии (Э(сн)_mу, тыс. кВт х ч и Э(сн)_mу, %) на собственные нужды;
удельного расхода тепла нетто (q(н)_my, ккал/кВт х ч).
24. Количество работающих в прогнозируемом периоде котлов каждого типа (n_1, n_2...n_m) в подгруппе выбирается исходя из суммарной потребности в тепле на турбины, загрузки котлов на уровне 80 - 90% от номинальной теплопроизводительности, а также графика ремонтов оборудования. Учитываются так же согласованные ограничения номинальной паропроизводительности котлов.
Суммарная выработка тепла брутто энергетическими котлами подгруппы оборудования, Гкал, рассчитывается по формуле:
бр
Q = Сумма Q + Сумма Q + Сумма Q + Q +
ку э по то роу
ном -2
+ К х Сумма n x Q x тау x 10 , (21)
поm m к.бр.m кал
где К - удельная величина потерь теплового потока, %. Принимается
поm 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 типа,
к.бр.m Гкал/ч.
Распределение Q(бр)_ку между типами котлов подгруппы оборудования производится пропорционально номинальным теплопроизводительностям, (если на электростанции отсутствуют какие либо другие соображения).
Конечными результатами расчетов являются получение по котельным установкам подгрупп оборудования:
КПД нетто (эта(н)_ку);
абсолютных и удельных расходов тепла (Q(сн)_ку, Гкал и q(сн)_ку, %) и электроэнергии (Э(сн)_ку, тыс. кВт х ч и Э(сн)_ку, %) на собственные нужды.
25. Прогнозируемые удельные расходы топлива по подгруппе электростанции рассчитываются по формулам:
н э
b = b x (1 + К х (1 - мю )) (22)
э э р э
н mэ
b = b x (1 + К х (1 - мю )), (23)
mэ.эн.к mэ.эн.к р.эн.к mэ.эн.к
н
где b - номинальный удельный расход топлива на
э электроэнергию, г/кВт х ч;
н
b - номинальный удельный расход топлива на тепло,
mэ.эн.к отпущенное от энергетических котлов, кг/Гкал;
э mэ
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 mэ.эн.к экономичности по отпуску электроэнергии и тепла от
энергетических котлов.
26. По электростанции, состоящей из нескольких подгрупп оборудования:
b = Сумма(b х Э )/Сумма Э (24)
э э.i оmп.i оm.i
н mэ
b = b x (1 + К х (1 - мю )) (25)
mэ.пвк mэ.пвк р.пвк mэ.пвк
b = Сумма (b x (Q - Q )/Сумма(Q - Q )
mэ.эн.к mэ.эн.к.i оm i пвк i оm i оmп.пвк
(26)
b = (b x Сумма(Q - Q ) + b x Q )/Q (27)
mэ mэ.эн.к оm i пвк i mэ.пвк пвк оm
По организации в целом, состоящей из m-электростанций и k-котельных:
b = Сумма(b x Э )/Сумма Э (28)
э эj оm j оm j
н mэ
b = Сумма(b x (1 + К х (1 - мю )) х Q )/
mэ.рк mэ.рк i рк i mэ.рк i оm.рк.i
/Сумма Q , (29)
оm.рк.i
b = Сумма(b x Q + b х Q )/Сумма(Q + Q ), (30)
mэ mэ.j оm j mэ.рк оm.рк оm j оm.рк
н
где b - номинальный удельный расход топлива на тепло,
mэ.рк i отпускаемое от районной котельной, кг/Гкал;
mэ
К , мю - коэффициент резерва и степень его использования по
ркi mэркi районной котельной;
Q - отпуск тепла от котельных, Гкал.
оm.рк
Значения коэффициентов резерва тепловой экономичности (К(э)_р, К(тэ)_р.эн.к, К(тэ)_р.пвк, К(тэ)_рк) рассчитываются по отчетным данным предшествующего года за месяц, соответствующий прогнозируемому:
н н
Kp = (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_mэ.эн.к, мю_mэ.пвк, мю_mэ.рк) принимаются равными значениям, утвержденным в составе НТД по топливоиспользованию для года, предшествующего прогнозируемому.
В случае истечения срока действия НТД по топливоиспользованию к моменту выполнения расчетов по тарифному прогнозированию, значения коэффициентов резерва принимаются равными нулю.
27. При необходимости могут быть рассчитаны нормативы удельных расходов топлива на отпускаемую электрическую энергию при ее производстве по конденсационному (b_э(конд) и теплофикационному циклам (b_э(mф)) по подгруппе оборудования, электростанции или организации в целом.
По подгруппе оборудования электростанции расчеты проводятся в следующей последовательности:
1. Определяются удельные затраты электроэнергии на 1 Гкал тепла, отпущенного котельной установкой, кВт x ч/Гкал:
сн сн 3 бр сн поm
Э = Э х 10 /(Q - Q - Q ) (32)
ку(уд) ку ку ку mп
2. Рассчитывается расход электроэнергии на собственные нужды котельной установки, относимый на выработку электроэнергии по конденсационному циклу, тыс. кВт х ч:
сн 3 сн 2
Э = Дельта q x (Э - Э ) х 10 х (1 + q /100) x 10 /(эта х
ку(кн) кн mф mу mп
сн сн
х (1 - q /100)) x Э (33)
ку ку(уд)
То же, на собственные нужды турбинной установки, тыс. кВт х ч:
сн сн
Э = Э + Э + (Э - (Э + Э )) х Э /Э
mу(кн) цн кн mу цн кн кн
3. Определяется суммарный расход электроэнергии на собственные нужды, относимый на выработку электроэнергию# по конденсационному и теплофикационному циклу, тыс. кВт х ч:
сн сн сн
Э = Э + Э (34)
ээ(кн) ку(кн) mу(кн)
сн сн сн
Э = Э - Э (35)
ээ(mф) ээ ээ(кн)
4. Рассчитывается отпуск электроэнергии по конденсационному и теплофикационному циклам, тыс. кВт х ч:
кн сн
Э = Э - Э - Э (36)
оm mф ээ(кн)
mф кн
Э = Э - Э (37)
оm оm оm
5. Определяются удельные расходы топлива на отпуск электроэнергии по конденсационному и теплофикационному циклам, г/кВт х ч:
кн
b = b x К (38)
э э оmр(к)
mф кн кн mф
b = (b x Э - b x Э )/Э (39)
э э оm э оm оm
По электростанции в целом b(кн)_э и b(mф)_э рассчитываются как средневзвешенные по Э(кн)_от и Э(mф)_от величины удельных расходов топлива по подгруппам оборудования, а по организации в целом - как средневзвешенные величины удельных расходов топлива по электростанциям, входящим в его состав.
|
