Расчет показателей макета 15506-1 3 часть

, (63)

где i_отб.в, i_к.в - энтальпия, соответственно, пара поступающего на регенеративный подогреватель, в который вводится возврат конденсата от потребителя, и конденсата греющего пара этого подогревателя, ккал/кг (кДж/кг).

Пример расчета значений для производственного и теплофикационного отборов приведен в приложении 4.

Для тепловой схемы с предвключенной турбиной (рис. 1) выработка электроэнергии по теплофикационному циклу, тыс. кВт·ч, отнесенная к группе высокого давления, определяется по формуле

, (64)

где - доля тепла, поступающего в коллектор среднего (низкого) давления от предвключенной турбины;

Э_тф2 - выработка электроэнергии по теплофикационному циклу турбиной № 2 с учетом регенерации возвращаемого конденсата; определяется по формуле (60), МВт.

В случае, если котлы среднего давления не работали или отсутствуют, входящий в расчетную формулу коэффициент a равен 1.

46-48. Выработка электроэнергии по теплофикационному циклу на паре производственного отбора , на паре теплофикационного отбора и на тепле, отпущенном от конденсатора определяется по формуле (60) с подстановкой в нее соответствующих расходов и энтальпий пара.

Рис.1. Принципиальная тепловая схема ТЭС с предвключенной турбиной

В выработку электроэнергии по теплофикационному циклу паром производственного отбора включается выработка паром регулируемого отбора, а также противодавления и нерегулируемых отборов с давлением свыше 3 кгс/см² (0,3 МПа).

В выработку электроэнергии по теплофикационному циклу паром теплофикационного отбора включается выработка паром регулируемого отбора, а также противодавления и нерегулируемых отборов с давлением до 3 кгс/см² (0,3 МПа) включительно.

В выработку электроэнергии по теплофикационному циклу на тепле, отпущенном от конденсатора, включается выработка за счет тепла, отпущенного от конденсатора (встроенного пучка) турбоагрегата как при ухудшенном, так и при нормальном вакууме.

Пример расчета выработки электроэнергии по теплофикационному циклу приведен в приложении 4.

49. Общий отпуск тепла турбоагрегатами включает в себя отпуск тепла (с учетом связанных с ним потерь) из регулируемых и нерегулируемых отборов, противодавления и конденсатора:

внешним потребителям (включая потребителей хозяйственных нужд электростанции) с паром и горячей водой;

на собственные нужды электростанции;

с перетоками в тепловые схемы турбоагрегатов.

Общий отпуск тепла турбоагрегатами Q_т равен сумме отпуска тепла из производственного отбора Q_по, теплофикационного отбора Q_то и от конденсатора Q_конд:

. (65)

Пример расчета отпуска тепла из отборов турбоагрегата приведен в приложении 4.

50. Отпуск тепла, Гкал (ГДж), из производственного отбора с давлением пара более 3 кгс/см² определяется по формуле

, (66)

где - суммарный расход пара производственного отбора, поступающего внешним потребителям, на пиковые подогреватели сетевой воды, на собственные и хозяйственные нужды электростанции, тыс. т;

i_п - энтальпия пара в камере производственного отбора, ккал/кг (кДж/кг);

m - число потоков конденсата пара производственного отбора и добавка, восполняющего невозврат, поступающих в тепловую схему турбоагрегата;

- расход каждого потока конденсата пара производственного отбора и добавка, восполняющего его невозврат, поступающих в тепловую схему турбоагрегата (возврат конденсата от внешних потребителей и от собственных нужд, конденсат пиковых подогревателей сетевой воды и т.п.), тыс. т;

- энтальпия каждого потока конденсата, возвращаемого от потребителей, и добавка, восполняющего невозврат, поступающих в регенеративный подогреватель (деаэратор), подключенный к производственному отбору (в общем случае указанные потоки конденсата могут предварительно подогреваться в системе регенерации турбины, при этом в качестве принимается энтальпия подогретого в системе регенерации конденсата, поступающего в подогреватель, подключенный к производственному отбору).

В отпуск тепла из производственного отбора включается также отпуск его сверх нужд регенерации из нерегулируемых отборов.

51. Отпуск тепла из теплофикационных отборов с номинальным давлением 3 кгс/см² (0,3 МПа) и менее включает в себя:

отпуск тепла потребителям от подогревателей сетевой воды, обеспечиваемых парой этого отбора (или паром двух отборов для турбин с двухступенчатым подогревом сетевой воды);

отпуск тепла на собственные и хозяйственные нужды, а также на нагрев подпиточной воды теплосети;

расход тепла на нагрев добавка, восполняющего невозврат от потребителей пара производственного отбора и других отборов более высокого потенциала, чем теплофикационный, отпускающих тепло потребителям.

Отпуск тепла из теплофикационного отбора (суммарный двух отборов для турбин с двухступенчатым подогревом сетевой воды) определяется из расчета материального и теплового балансов соответствующих теплообменников или потребителей собственных нужд (см. приложение 4).

В отпуск тепла из теплофикационного отбора включается также отпуск его сверх нужд регенерации из нерегулируемых отборов.

52. Отпуск тепла от конденсатора Q_конд, Гкал (ГДж), определяется по расходу и нагреву в конденсаторе сетевой воды, а также сырой или циркуляционной воды (направляемых на химводоочистку для восполнения невозврата конденсата от потребителей пара, внутристанционных потерь пара, конденсата и питательной воды) при работе как с ухудшенным, так и нормальным вакуумом.

53. Указывается время работы турбоагрегата в генераторном режиме с выработкой активной мощности (с момента включения генератора в сеть до его отключения).

54. Указывается время нахождения в резерве , ч, каждого турбоагрегата и группы (сумма по отдельным турбоагрегатам), включая вращающийся резерв без выработки мощности (моторный режим).

55. Указывается время работы дубль-блоков с одним корпусом котла t_1к, ч.

56. Резерв экономии топлива в условном исчислении, т, вследствие вынужденной (не связанной с диспетчерским графиком и плановым ремонтом) работы энергоблока с одним корпусом котла определяется по формуле

, (67)

где Dв_1к - изменение номинального удельного расхода топлива при перехода с двухкорпусного на однокорпусный режим, определяемое по графику номинальных удельных расходов топлива, г/(кВт·ч);

Э_от, Э, Э_1к - соответственно полный отпуск и полная выработка электроэнергии энергоблоком за отчетный период, а также выработка электроэнергии за время вынужденной работы блока с одним корпусом котла, тыс. кВт·ч.

57. Указывается число всех (плановых и неплановых) пусков турбоагрегатов п_т.

58. К плановым пускам относятся пуски турбоагрегатов или энергоблоков после плановых ремонтов и из резерва для покрытия диспетчерских графиков электрической и тепловой нагрузки. Все остальные пуски независимо от согласования останова с диспетчерской службой считаются неплановыми.

59. Для оборудования с поперечными связями здесь указывается резерв экономии топлива, вследствие неплановых пусков турбоагрегатов. Он включает в себя суммарные эквивалентные затраты условного топлива, т, на все нелаковые пуски турбоагрегатов за отчетный месяц:

, (68)

где В_{т пускi} - эквивалентные затраты условного топлива на каждый неплановый пуск турбоагрегата, т. Их ориентировочные значения приведены в приложении 7 (табл. П7.4);

- количество неплановых пусков турбоагрегатов.

Суммарные эквивалентные затраты топлива на неплановые пуски энергоблоков целиком указываются в показателях котлов, поэтому по энергоблокам в графе 59 проставляются нули.

60. Давление свежего пара перед каждым турбоагрегатом определяется за отчетный период как среднеарифметическое значение.

Для энергоблоков, работающих на скользящем давлении, давление перед турбоагрегатом указывается без учета режима скользящего давления.

Значение давления свежего пара по подгруппе и группе турбоагрегатов определяется как средневзвешенное по расходу пара на отдельные турбоагрегаты.

61. В качестве номинального значения давления свежего пара перед турбоагрегатом указывается значение, установленное заводом-изготовителем или утвержденное для данной электростанции Департаментом электрических станций РАО "ЕЭС России".

(Измененная редакция, Изм. № 1)

62. Резерв экономии топлива в условном исчислении, т, вследствие отклонения фактического давления свежего пара от номинального значения определяется по формулам:

для конденсационных энергоблоков

; (69)

для теплофикационных энергоблоков

; (70)

где и - к.п.д. нетто котлов и коэффициент теплового потока, %; их фактические значения определяются по формулам, аналогичным приведенным в пп. 3.5 и 3.6 приложения 10.

(Измененная редакция, Изм. № 1)

для турбоагрегатов подгрупп оборудования с поперечными связями

; (71)

(Измененная редакция, Изм. № 1)

где , - удельный расход топлива на отпуск электроэнергии энергоблоком, подгруппой оборудования с поперечными связями, г/(кВт·ч);

, - отпуск электроэнергии энергоблоком, подгруппой оборудования с поперечными связями, тыс. кВт·ч;

- поправка к расходу тепла на производство электроэнергии на отклонение давления свежего пара перед турбоагрегатом от номинального значения, определяемая по энергетической характеристике турбоагрегата, %;

, - то же к удельному расходу тепла на производство электроэнергии, ккал/(кВт·ч);

Э^та, Э^пг - выработка электроэнергии энергоблоком, подгруппой оборудования с поперечными связями, тыс. кВт·ч;

- удельный расход тепла на производство электроэнергии подгруппой оборудования с поперечными связями, ккал/(кВт·ч).

Для турбоагрегатов с противодавлением резерв экономии условного топлива, т, вследствие отклонения давления свежего пара от номинального значения обусловливается необходимостью замещения недовыработки электроэнергии по теплофикационному циклу конденсационной выработкой:

; (72)

(Измененная редакция, Изм. № 1)

где - недовыработка электроэнергии противодавленческим турбоагрегатом из-за отклонения давления свежего пара от номинального значения (см. пояснения к п. 65), тыс. кВт·ч;

- средний относительный прирост расхода тепла брутто на выработку электроэнергии по конденсационному циклу для замещающей подгруппы на электростанции или в энергосистеме, Гкал/(МВт·ч) [ГДж/(МВт·ч)];

Dq_тф - относительный прирост по теплофикационному циклу, который может быть принят равным 0,87 Гкал/(МВт·ч) [3,64 ГДж/(МВт·ч)];

- средний КПД брутто котлов замещающей подгруппы оборудования, %.

63. Давление пара в камере регулируемого производственного отбора или противодавлении турбины Р_п определяется за отчетный период как средневзвешенное по тепловой нагрузке отбора (при отсутствии резких колебаний графика тепловой нагрузки давление допускается определять как среднеарифметическое).

Для конденсационных турбоагрегатов указывается давление в камере того нерегулируемого отбора (с давлением выше 3 кгс/см²), из которого осуществляется отпуск пара внешним потребителям, на собственные или хозяйственные нужды.

64. Номинальное давление пара в производственном отборе определяется как минимально необходимое, обеспечивающее заданное потребителем давление с учетом номинальных потерь давления в трубопроводах и режима работы турбоагрегата.

При отпуске тепла из нерегулируемого отбора номинальное значение давления в нем указывается равным фактическому.

65. Резерв экономии топлива вследствие отклонения фактического давления пара в регулируемом производственном отборе турбоагрегата от номинального значения определяется по формуле

; (73)

(Измененная редакция, Изм. № 1)

где - недовыработка электроэнергии турбоагрегатом по теплофикационному циклу вследствие повышенного по сравнение с номинальным давления в регулируемой отборе, тыс. кВт·ч;

, - относительные приросты расхода тепла брутто на выработку электроэнергии турбоагрегатом по конденсационному и теплофикационному циклам, Гкал/(МВт·ч) [ГДж/(МВт·ч)].

В общем случае недовыработка электроэнергии по теплофикационному циклу DЭ_тф может быть подсчитана как разность значений выработки по теплофикационному циклу, определенных по формуле (60) с подстановкой номинального и фактического значений энтальпий свежего пара и пара отборов.

66. Давление пара в камерах регулируемых теплофикационных отборов Р_т определяется за отчетный период как средневзвешенное по тепловой нагрузке отборов.

По турбоагрегатам с двухступенчатым подогревом сетевой воды (Т-250-240; на давление свежего пара 130 кгс/см²: типа Т мощностью 50, 55, 100, 110, 120, 175, 180, 185 МВт; типа ПТ мощностью 50, 80, 135 МВт и др.) указывается давление в верхнем отборе при двухступенчатом режиме и в нижнем - при одноступенчатом режиме подогрева сетевой воды.

Для конденсационных турбоагрегатов указывается давление в камере того нерегулируемого отбора (с давлением менее 3 кгс/см²), из которого осуществляется отпуск тепла внешним потребителям, на собственные или хозяйственные нужды.

67. Номинальное давление пара в теплофикационных отборах определяется исходя из заданной температуры прямой сетевой воды с учетом температурных напоров сетевых подогревателей, определенных по энергетический характеристикам, и номинальных потерь давления в паропроводах. В ряде случаев номинальное давление пара в теплофикационных отборах определяется исходя из условий подачи пара на деаэраторы 1,2 кгс/см².

При отпуске тепла из нерегулируемого отбора номинальное значение давления в нем указывается равным фактическому.

(Измененная редакция, Изм. № 1)

68. Резерв экономии топлива вследствие отклонения давления пара в регулируемом теплофикационном отборе от номинального значения определяется по формуле, аналогичной формуле (73).

69. Расход свежего пара на турбоагрегаты D_o определяется на основе результатов непосредственных измерений и сведения пароводяного баланса электростанции (подгруппы, группы оборудования).

70. Температура свежего пара перед турбиной t_o определяется за отчетный период как среднеарифметическая величина.

71. В качестве номинального значения температуры свежего пара перед турбоагрегатом указывается значение, установленное заводом-изготовителем или утвержденное для данной электростанции Департаментом электрических станций РАО "ЕЭС России".

(Измененная редакция, Изм. № 1)

72. Резерв экономии топлива вследствие отклонения температуры свежего пара от номинального значения рассчитывается по формулам, аналогичным (69-72).

73. Температура пара после промперегрева определяется за отчетный период как среднеарифметическая величина.

74. В качестве номинального значения температуры пара после промперегрева указывается значение, установленное заводом изготовителем, определенное по энергетической характеристике или утвержденное для данной электростанции Департаментом электрических станций РАО "ЕЭС России".

(Измененная редакция, Изм. № 1)

75. Резерв экономии топлива вследствие отклонения фактической температуры пара после промперегрева от номинального значения рассчитывается по формулам, аналогичным (69-72).

76. Давление отработавшего пара в конденсаторе Р₂ [кгс/см² (кПа)] каждого турбоагрегата измеряется с помощью датчиков абсолютного давления или определяется по показаниям вакуумметра и барометра по формуле

, (74)

где Р_б - показания барометра, мм рт. ст.;

Н - показания вакуумметра (подключенного к горловине конденсатора), мм рт. ст.;

К_р - коэффициент перевода, равный 735,6 мм рт. ст/(кгс/см²) (7,5 мк рт. ст/кПа).

Давление отработавшего пара по группе оборудования определяется как средневзвешенное по конденсационной выработке электроэнергии из средних значений давлений по каждому турбоагрегату.

77. Номинальное значение давления пара в конденсаторе определяется по характеристикам конденсаторов турбоагрегатов:

при расходе охлаждающей воды, обеспечивающем максимальную мощность нетто турбоагрегатов подгруппы оборудования;

при паспортной поверхности охлаждения эксплуатационно чистого конденсатора;

при фактической температуре охлаждающей воды для прямоточных систем циркуляционного водоснабжения, а для оборотных систем — при нормативной температуре, определяемой в соответствии с ''Указаниями по нормированию показателей работы гидроохладителей в энергетике" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1982)

(Измененная редакция, Изм. № 1)

78. Резерв экономии топлива вследствие отклонения фактического давления пара в конденсаторе турбоагрегата от номинального значения (из-за недостаточного количества охлаждающей воды и повышенного температурного напора) рассчитывается по формуле

; (75)

где - пп. 53;

- поправка на отклонение давления отработавшего пара конденсационного или теплофикационного турбоагрегата, Гкал/ч (ГДж/ч);

; (76)

- изменение мощности, соответствующее отклонению давления в конденсаторе от номинального, МВт;

, - первый и второй относительные приросты тепла на производство мощности брутто по конденсационному циклу турбоагрегата, Гкал/(МВт·ч) [ГДж/(МВт·ч)].

При средней мощности турбоагрегата, большей той, при которой происходит излом характеристики, т.е. соответствующей второму относительному приросту, следует учитывать оба слагаемых формулы (76), а при меньшей - только первое слагаемое.

Значения относительного прироста определяются по энергетическим характеристикам. Изменение мощности определяется по сетке поправок на вакуум.

79, 80. Указывается средняя температура охлаждающей воды (°С) на входе в конденсатор t₁ и выходе из него t₂.

81. Температурный напор dt в конденсаторе турбоагрегата (°C) определяется по формуле

dt = t_к - t₂, (77)

где t_к - температура насыщения пара при фактическом давлении в конденсаторе, °С;

t₂ - температура охлаждающей воды после конденсатора, °С.

82. Номинальное значение температурного напора dt^(н) в конденсаторе турбоагрегата (°С) определяется по его характеристике.

83. Резерв экономии топлива DВ_(dt) вследствие отклонения фактического температурного напора в конденсаторе турбоагрегата от номинального значения определяется согласно рекомендациям п. 78 и учитывает изменение давления в конденсаторе , обусловленное повышением температуры насыщения в нем на значение .

84. Указывается средневзвешенное значение температур питательной воды за ПВД (после обвода) и в линии холодного питания, t_пв (°С).

85. Номинальное значение температуры питательной воды (за ПВД) определяется по энергетическим характеристикам турбоагрегатов.

86. Резерв экономии топлива вследствие отклонения фактической температуры питательной воды от номинального значения определяется по формулам, аналогичным (69-72). В формулы подставляются определяемые по энергетическим характеристикам турбоагрегатов поправки на недогрев питательной воды в ПВД - и , а также недовыработка электроэнергии турбоагрегатом с противодавлением из-за недогрева питательной воды - .

Резерв экономии топлива, обусловленный работой турбоагрегата с отключенными ПВД, также рассчитывается по формулам (69-72) с подстановкой в них поправок на отключение группы ПВД. Для теплофикационных турбоагрегатов расчет ведется по формуле (73), в которую подставляется значение равное

, (78)

где i_o - энтальпия свежего пара, ккал/кг (кДж/кг);

i_пвдj - энтальпия пара отбора, подаваемого на каждый из ПВД, ккал/кг (кДж/кг);

D_пвдj - расчетный расход пара на каждый из ПВД за период их простоя (расход, который имел бы место при их работе), т;

q_экв - см. пояснения к формуле (11).

87. Удельный расход тепла брутто на производство турбоагрегатом электроэнергии q_т (ккал/(кВт·ч) [кДж/кВт·ч]) определяется по формуле

, (79)

где - сумма расходов тепла на выработку электроэнергии Q_э и на турбоприводы питательных насосов Q_птн и воздуходувок Q_твд, работающих на паре отборов турбоагрегатов, Гкал (ГДж).

, (80)

здесь D_o - расход свежего пара, поступающего на турбоагрегат, тыс.т;

i_o - энтальпия свежего пара перед турбиной, ккал/кг (кДж/кг);

D_пп - расход пара, поступающего во вторичный (промежуточный) перегреватель, тыс. т;

, - энтальпия пара соответственно на входе в ЦСД (после промперегрева) и на выходе из ЦВД (до промперегрева), ккал/кг (кДж/кг);

G_впр - расход питательной воды на впрыск во вторичный пароперегреватель, тыс. т;

i_впр - энтальпия питательной воды, поступающей на впрыск, ккал/кг (кДж/кг);

G_пв - расход питательной воды, тыс. т;

i_пв - энтальпия питательной воды, ккал/кг (кДж/кг);

Q_т - см. п. 49;

Q_пр - количество тепла, поступившее в тепловую схему турбины с другими потоками: выпаром расширителей непрерывной продувки, концентратом продувочной воды котлов, охлаждения установок дробеочистки, леток, горелок, котлов, при растопках котлов с перетоками и др., Гкал (ГДж);

Э - выработка электроэнергии турбоагрегатом, тыс. кВт·ч;

Э_iптн, Э_iтвд - электроэнергия, эквивалентная внутренней мощности турбоприводов, соответственно питательных насосов и воздуходувок для энергоблоков, оснащенных ПТН и ТВД, тыс. кВт·ч.

При отсутствии на паропроводах холодного промперегрева измерительного сужающего устройства значение D_пп может быть определено по данным типовых энергетических характеристик или по экспериментальным зависимостям фактического давления в регулирующей ступени ЦСД. В зависимости от конкретной тепловой схемы необходимо учесть наличие отпуска пара из тракта вторичного перегрева на собственные нужды или внешним потребителям.

Значения Э_iптн и Э_iтвд при наличии измерения расхода пара на ПТН и ТВД определяются для противодавленческого и конденсационного турбоприводов соответственно по формулам (тыс. кВт·ч):