Kalkulacja stawek paliwowych na podstawie dokumentacji regulacyjnej i technicznej zużycia paliwa.

Obliczanie NUR na podstawie dokumentacji regulacyjnej i technicznej

na zużyciu paliwa

20. Jeżeli elektrownia cieplna lub kotłownia posiada ważną dokumentację normatywną dotyczącą zużycia paliwa, NUR dla energii elektrycznej i cieplnej dostarczanej przez elektrownię, NUR dla energii cieplnej dostarczanej przez kotłownię, oblicza się w kolejności ustalonej przez układ do obliczania wskaźników nominalnych i określonych norm zużycia paliwa.

Obliczenia wykonywane są dla każdego zespołu turbinowego i każdego typu bloków kotłowych wchodzących w skład grupy urządzeń.

Dla całej grupy wskaźniki ustala się poprzez zsumowanie lub zważenie wyników obliczeń wskaźników wchodzących w jej skład zespołów turbinowych i kotłowych. Generalnie dla elektrowni (kotłowni) wskaźniki wyznaczane są na podstawie wyników ich obliczeń dla poszczególnych grup.

21. Jako dane wyjściowe przyjmuje się oczekiwane wartości wskaźników dla elektrowni (kotłowni) charakteryzujących wielkość produkcji energii, tryby i warunki pracy, czynniki zewnętrzne, rezerwy sprawności cieplnej oraz stopień ich wykorzystania.

Główne z tych wskaźników obejmują (dla każdego miesiąca okresu prognozy):

Wytwarzanie energii elektrycznej;

Dostawa ciepła do odbiorców parami na potrzeby technologiczne;

Oddawanie ciepła w ciepłej wodzie do sieci ciepłowniczej;

Struktura spalanego paliwa i jego charakterystyka;

Temperatura powietrza zewnętrznego;

Temperatury wody chłodzącej skraplacz;

Skład sprzętu operacyjnego.

W odniesieniu do konkretnej elektrowni (kotłowni) pełny skład danych wyjściowych wyszczególniony jest na schemacie zawartym w dokumentacji technicznej użytkowania paliwa.

Produkcja energii elektrycznej przez elektrownie jest akceptowana zgodnie z prognozowanymi bilansami energii uzgodnionymi z Regionalną Dyspozytornią i władzą wykonawczą podmiotu Federacji Rosyjskiej w zakresie państwowej regulacji taryf. W przypadku braku wskaźników w prognozowanym bilansie energetycznym dla każdego okresu rozliczeniowego regulacji w okresie regulacji długoterminowej, przyjmuje się wolumen uwzględniony w prognozowanym bilansie energetycznym dla pierwszego okresu rozliczeniowego regulacji w okresie regulacji długoterminowej obliczyć NUR.

22. Przy obliczaniu przewidywanych obciążeń cieplnych wyciągów turbin produkcyjnych i ciepłowniczych (przeciwciśnienie) należy uwzględnić zasadę ich pierwszeństwa w porównaniu z kotłami szczytowymi ciepłej wody (zwanymi dalej PHC) i jednostkami redukcyjno-chłodzącymi (zwanymi dalej RCU) należy przestrzegać.

Całkowity dopływ ciepła z wyciągów produkcyjnych (przeciwciśnienia) turbin (Q), Gcal, ogólnie określa się według wzoru: według sn xn Q = Q + Q + Q + Q - Q, (1) według p p p pb rząd gdzie Q - dostawa ciepła do odbiorców zewnętrznych, Gcal;

p sn khn Q , Q , Q - zużycie ciepła na potrzeby własne i bytowe, p p pb kotły szczytowe, Gcal;

Q to zużycie ciepła przez ROU podłączonego do źródła pary o wyższym ciśnieniu niż ROU pod wysokim ciśnieniem, Gcal.

Zużycie ciepła na potrzeby własne obliczane jest według odpowiednich zależności zawartych w charakterystyce energetycznej urządzenia.

Zaopatrzenie w ciepło na potrzeby gospodarcze przyjmuje się według danych rzeczywistych z okresu poprzedzającego okres obliczeniowy.

Zużycie ciepła dla kotłów szczytowych oblicza się za pomocą równań bilansu cieplnego.

Uwalnianie ciepła z mocy cieplnej turbiny (przeciwciśnienie) zazwyczaj obejmuje:

Zaopatrzenie odbiorców zewnętrznych w ciepło CO (Q), na potrzeby własne (Q) i gospodarstwa domowego (Q) z grzejników podłączonych do tych selekcji;

t zużycie ciepła na podgrzanie dodatku, który uzupełnia brak powrotu kondensatu od odbiorców wyciągów pary o wyższym potencjale (Q).

W tym celu stosuje się specjalne programy komputerowe. W przypadku braku takich programów należy zastosować się do poniższych zaleceń.

W przypadku pracy elektrowni w okresie obliczeniowym zgodnie z harmonogramem cieplnym, w pierwszej kolejności ładowane są turbiny o największej łącznej produkcji właściwej energii elektrycznej dla cyklu grzewczego w porównaniu do pozostałych turbin podgrupy.

Kiedy elektrownia działa zgodnie z harmonogramem elektrycznym, rozkład obciążeń cieplnych i elektrycznych jest ze sobą powiązany.

Jeżeli w elektrowni występuje kilka podgrup urządzeń, wskazane jest, aby w okresie maksymalnego obciążenia elektrycznego przenieść obciążenia cieplne do podgrupy o niższych parametrach początkowych pary świeżej, aby maksymalnie ograniczyć wytwarzanie energii elektrycznej przez jej kondensację. możliwym stopniu. Ponadto większy efekt można osiągnąć przy przenoszeniu obciążenia grzewczego.

W przypadku pracy turbin z obciążeniami elektrycznymi zbliżonymi do nominalnych, w celu uzyskania maksymalnej generacji mocy w kogeneracji, dobory jednostek tego samego typu obciążane są równomiernie.

Letni okres pracy bloków o małych obciążeniach determinuje nierównomierny charakter rozkładu obciążenia cieplnego pomiędzy turbinami do czasu przekazania go na jedną z nich.

Podczas pracy równoległej turbin typu PT i R, przede wszystkim, jak wynika z obliczeń, moce turbin PT są obciążane do momentu osiągnięcia najwyższych wartości całkowitej jednostkowej generacji energii elektrycznej w kogeneracji.

Przy rozkładzie obciążeń termicznych brane są pod uwagę:

Ograniczenia producentów dotyczące minimalnego obciążenia wyciągów turbin;

Cechy schematu instalacji grzewczej w zakresie zaopatrzenia w ciepło odbiorców zewnętrznych i potrzeb wewnętrznych;

Niezawodność dostaw ciepła do odbiorców.

Po rozłożeniu obciążeń cieplnych zgodnie ze schematami trybów i charakterystykami standardowymi wyznaczana jest minimalna moc elektryczna każdej turbiny oraz minimalna produkcja energii elektrycznej przez elektrownię (E), tys. kWh: min min E = SUMA N x tau + SUMA N x tau , (4) min p slave pt.t slave min gdzie N, N to moc wytworzona przez turbiny typu P (lub turbiny p pt.t typu PT, T przy pracy z obniżoną próżnią), a moc minimalna turbiny typu PT i T przy zadanych obciążeniach odciągowych (przeciwciśnieniu), tys. kW.

min Wartość N obejmuje moc grzewczą i moc pt.t, uzyskaną w wyniku wentylacyjnego przejścia pary do skraplacza przy całkowicie zamkniętej membranie cylindra niskociśnieniowego (zwanego dalej LPC). Czynniki przekraczające wymagany minimalny poziom (nieszczelność membrany sterującej cylindra niskociśnieniowego, wzrost temperatury rury wydechowej powyżej poziomu dopuszczalnego itp.) potwierdzają odpowiednie dokumenty. Obliczenie minimalnego obciążenia elektrowni cieplnej przeprowadza się zgodnie z zaleceniami podanymi w załączniku nr 14 do niniejszej procedury.

Dodatkowa produkcja energii kondensacyjnej do rozdzielenia pomiędzy turbinami (DeltaE), w tys. kWh, jest określona wzorem kn: DeltaE = E - E, (5) kn mi

Gdzie E to planowana produkcja energii elektrycznej, w tysiącach kWh.

W przypadku elektrociepłowni, uzasadniając dodatkową produkcję energii elektrycznej w procesie kondensacji, można wziąć pod uwagę następujące czynniki:

Dostępność nieprzełączalnych odbiorców dostaw ciepła;

Zapewnienie technicznego minimalnego obciążenia kotła;

Podwyższenie temperatury wody chłodzącej na wylocie skraplaczy turbin, aby zapobiec zamarzaniu chłodni kominowych w okresie zimowym.

Wartości godzinowych przepływów pary świeżej (D) i pary 0 do skraplaczy (D) dla poszczególnych turbin niezbędne do obliczeń z wystarczającą dokładnością do celów prognostycznych można obliczyć korzystając ze wzorów, t/h: -3 D = ( q x N x 10 + Q + Q) / K, (6) 0 t.int do tego czasu -3 3 D = (q x N x 10 - 86 x N / eta - DeltaQ) x 10 / 550, (7) 2 t .int t em izl gdzie q to początkowe nominalne właściwe zużycie ciepła brutto przez turbinę, w kcal/kWh;

K - współczynnik stosunku zużycia ciepła i pary świeżej do turbiny można przyjąć równy 0,6 - 0,7 lub obliczyć ze wzoru:

3 K = (i - i + alfa x Deltai) x 10, (8) 0 pv pp pp gdzie i, i, Deltai - entalpia pary świeżej, wody zasilającej, 0 pv pp wzrost entalpii na ścieżce dogrzewania, kcal/kg ;

alfa to udział pary przegrzanej w zużyciu pary świeżej;

23. Dla elektrowni cieplnych stosujących metodę podziału kosztów paliwa w cyklu mieszanym pomiędzy energię elektryczną i cieplną proporcjonalnie do kosztów ciepła na wytworzenie energii elektrycznej i dostarczenie energii cieplnej, jeżeli są one wytwarzane oddzielnie, zwiększenie zużycia ciepła na energię elektryczną produkcja przy warunkowym braku dostaw ciepła do odbiorców zewnętrznych z selekcji i przeciwciśnieniu turbiny (DeltaQ), Gcal, określa się za pomocą wzorów: e(neg) o -3 dla turbin typu PT, T: DeltaQ = (SUM (q - Delta) x E) x K x 10, (9) e(neg ) T T T od -3 dla turbin typu P, PR: DeltaQ = (SUM(q - q) x E) x K x 10, ( 10) e(neg) kn T T od o gdzie q, q - koszty jednostkowe ciepło brutto z turbiny przy braku dopływu ciepła z wyciągów (regulatory ciśnienia w obu wyciągach (włączone) i przy przewidywanym obciążeniu elektrycznym, kcal/kWh ; q to jednostkowe zużycie ciepła dla turbiny ze skraplaczem o takich samych parametrach pary świeżej, jak dla turbin typu P, PR przy przewidywanym obciążeniu elektrycznym przy braku wydzielania ciepła z wyciągów (regulatory ciśnienia w wyciągach są włączony), kcal/kWh;

E - przewidywana produkcja energii elektrycznej przez turbinę, tys. kWh;

T K - stosunek podgrupy zaopatrzenia w ciepło odbiorców zewnętrznych z pary wylotowej do całkowitego obciążenia wyciągów.

W przypadku turbin z kondensacją pary, gdy ciepło wydziela się ze skraplacza na skutek „pogorszenia się” próżni, wartość DeltaQ można przyjąć jako równą wartości ciepła uwolnionego ze skraplacza.

Brnom -2 Wartości współczynników rezerwy efektywności cieplnej (K) pi oblicza się na podstawie danych sprawozdawczych roku poprzedniego za miesiąc odpowiadający prognozie: n n K = (b - b) x (1 - K) / b, (11a) pi i i per n gdzie b, b – rzeczywiste i nominalne jednostkowe zużycie paliwa dla i i dostarczonej energii w i-tym miesiącu poprzedniego roku;

K jest współczynnikiem uwzględniającym eliminację przepaleń paliwa na skutek odchyleń pracy urządzeń od poziomu standardowego.

Wartość K oblicza się jako stosunek wypaleń paliw, których nie planuje się eliminować w ciągu najbliższych 2 lat, do ilości wypaleń paliw w roku poprzedzającym prognozowany. Uzasadnienie wartości K sporządzono w oparciu o mapę nadmiernego zużycia paliwa i plan działań mających na celu ich eliminację.

Stopień wykorzystania rezerw sprawności cieplnej (mu) przy obliczaniu I norm jednostkowego zużycia paliwa w okresie regulowanym przyjmuje się za równy zeru.

Korekta wartości NUR obliczonych na podstawie dokumentacji normatywnej i technicznej zużycia paliwa (b), których wskaźniki są gorsze od rzeczywistych wartości wskaźników normatywnych i technicznych w roku poprzedzającym rok obliczeniowy, dokonywana jest zgodnie do wzoru: b = b x (1 + K), (11b) nur NTD cor gdzie K jest współczynnikiem korygującym: cor K = (b - b) / b, (11c) cor aktualny nom b, b - odpowiednio rzeczywisty i nominalny wartości rzeczywistego jednostkowego zużycia paliw na dostarczoną energię elektryczną i ciepło według danych sprawozdawczych za każdy miesiąc roku poprzedzającego rok obliczeniowy.

Jako dane wyjściowe przyjmuje się oczekiwane wartości wskaźników dla elektrowni (kotłowni) charakteryzujących wielkość produkcji energii, tryby i warunki pracy, czynniki zewnętrzne, rezerwy sprawności cieplnej oraz stopień ich wykorzystania.

Główne z tych wskaźników obejmują (dla każdego miesiąca okresu prognozy):

wytwarzanie energii elektrycznej;

koszty i parametry pary dostarczanej odbiorcom zewnętrznym;

dostawa ciepła do sieci ciepłowniczej;

struktura spalanego paliwa i jego charakterystyka;

temperatura powietrza na zewnątrz;

temperatury wody chłodzącej i źródłowej;

skład pracujących turbozespołów i kotłów.

W odniesieniu do konkretnej elektrowni (kotłowni) pełny skład danych wyjściowych wskazany jest na schemacie zawartym w dokumentacji technicznej zużycia paliwa.

Przy prognozowaniu taryf dokonuje się w modelach omówionych poniżej zmian, głównie związanych ze sposobami pozyskiwania danych początkowych i wyznaczania poszczególnych wskaźników turbozespołów i kotłów.

Produkcja energii elektrycznej przez elektrownie odbywa się zgodnie z bilansami energetycznymi.

Oczekiwane wartości mocy cieplnej elektrowni (kotłowni) odbiorcy zewnętrzni z parą o stałym ciśnieniu (Q) iz N woda sieciowa (Q), Gcal, obliczane są według wzorów: set.v powrót powrót Q = (SUMA D x (i - i) - SUMA G x (j - n zużycie j n powrót do j do j-3 - i)) x 10, (1) ref. proste Q = (SUMA G x (i - i) - SUMA G x network.in network.in i kieruj wychodzące sub i-3 x (i - i)) x 10 , (2) powrót ref gdzie D to dostawa pary do j-tego konsumenta, tj. Wartości konsumpcja j D jest akceptowane na podstawie żądań konsumentów; konsumpcja j i jest entalpią pary w kolektorze, z której jest ona dostarczana liczba pi wydzielanie pary, kcal/kg. Zaakceptowano na podstawie danych operacyjnych lub obliczone według parametrów pary określonych we wnioskach dot dostawa ciepła do odbiorców; powrót j jest entalpią powrotu kondensatu do j-tych odbiorców pary, kj kcal/kg; prosty G , G - natężenia przepływu wody bezpośredniej i uzupełniającej wg set.in i sub i i-ta główna sieć ciepłownicza, t. Przyjmowana na podstawie wniosków konsumenci; i, i - entalpie wody sieciowej bezpośredniej i rewersyjnej, prosto, ok kcal/kg. Odpowiada harmonogramowi temperatur sieci ciepłowniczej dla oczekiwana średnia temperatura zewnętrzna; i to entalpia wody w źródle zaopatrzenia w wodę, w kcal/kg.

23. Przy obliczaniu przewidywanych obciążeń cieplnych turbin produkcyjnych i ciepłowniczych należy zachować zasadę ich pierwszeństwa w porównaniu z innymi źródłami zaopatrzenia w ciepło, szczytowymi kotłami wodnymi (dalej - PHC), urządzeniami redukcyjno-chłodzącymi (dalej - RCU). zauważony.

Całkowite uwolnienie ciepła z ekstrakcji produkcyjnych (przeciwciśnienie) turbiny (Q), Gcal, podłączone do kolektora Przez para o tym samym ciśnieniu, w ogólnej postaci określa się wzorem: Q = (SUMA D + D + D + D - D) x (i - t) x przez zużycie j sn hn pb rząd p k-3x10, (3) gdzie D, D, D - przepływ pary z kolektora do sn xn pb potrzeby własne, gospodarstwa domowego, kotły szczytowe, t; D - dopływ pary do kolektora z podłączonej ROU Wiersz źródło pary o wyższym ciśnieniu, t; i to średnia entalpia kondensatu (zwracanego z zewnętrznego źródła Do konsumenci, potrzeby własne i ekonomiczne konsumentów) oraz dodatek uzupełniający jego brak przed regeneracją grzejnik (odgazowywacz) podłączony do kolektora, kcal/kg;

Zużycie pary na potrzeby pomocnicze oblicza się zgodnie z odpowiednimi zależnościami zawartymi w charakterystyce energetycznej urządzenia.

Wydatki na parę na potrzeby gospodarstwa domowego są akceptowane zgodnie z danymi sprawozdawczymi.

Zużycie ciepła dla kotłów szczytowych oblicza się za pomocą równań bilansu cieplnego.

Uwalnianie ciepła z mocy cieplnej turbiny obejmuje zazwyczaj:

dostarczanie ciepła odbiorcom zewnętrznym na potrzeby własne i bytowe z grzejników podłączonych do tych punktów;

zużycie ciepła na uzupełnienie sieci ciepłowniczej oraz na podgrzanie dodatku rekompensującego brak powrotu kondensatu od odbiorców wyciągów parowych o wyższym potencjale.

Oczekiwaną wartość całkowitego zapotrzebowania na ciepło z mocy cieplnych turbiny, Gcal, można obliczyć ze wzoru:

sn hn Q = SUMA Q + Q + Q + Q + SUMA ((D + D + D - następnie p set.v następnie następnie sn xn pb -3 - D) x (i - i) x 10) - Q - SUMA Q, (4) wiersz p out pvk przez gdzie Q jest oczekiwanym dopływem ciepła z PVC, Gcal. Uwalnianie ciepła pvk z kotłów szczytowych ciepłej wody (kotły szczytowe), Gcal, obliczony na podstawie prognozy czasu trwania postoju temperatury powietrza zewnętrznego (tau), przy których jest to konieczne tnv włączenie w celu zapewnienia zgodności z harmonogramem temperatur sieci ciepłownicze: pvc(pb) " " -3 Q = G x (i - i) x tau x 10, (5) pvk(pb) net.v s.v s.v tnn pvk(pb) gdzie G jest przepływem wody sieciowej przez szczytowe podgrzewanie wody sieć w kotłach lub kotły szczytowe, t/h; " " i , i - entalpie wody sieciowej przed PVC (szczyt s.v. s.v. kotły), a za nimi kcal/kg.

Przy rozdzielaniu obciążeń elektrycznych i cieplnych pomiędzy poszczególne bloki elektrowni należy dążyć do minimalizacji zużycia ciepła przez zespół turbinowy do wytwarzania energii elektrycznej.

W tym celu zaleca się korzystanie ze specjalnych programów komputerowych. W przypadku braku takich programów należy zastosować się do poniższych zaleceń.

W przypadku pracy elektrowni w okresie projektowym zgodnie z harmonogramem cieplnym, w pierwszej kolejności należy obciążyć turbiny o najwyższej łącznej produkcji właściwej energii elektrycznej dla cyklu grzewczego w porównaniu do pozostałych turbin w podgrupie.

Gdy elektrownia działa zgodnie z harmonogramem elektrycznym, rozkład obciążeń cieplnych i elektrycznych musi odbywać się w sposób wzajemnie powiązany.

Letni okres pracy bloków o małych obciążeniach determinuje nierównomierny charakter rozkładu obciążenia cieplnego pomiędzy turbinami do czasu przekazania go na jedną z nich.

Przy równoległej pracy turbin typu PT i R przede wszystkim, jak wynika z obliczeń, należy obciążać moce turbin typu PT, aż do uzyskania najwyższych wartości całkowitej jednostkowej generacji energii elektrycznej w kogeneracji.

Przy rozkładzie obciążeń termicznych należy wziąć pod uwagę następujące kwestie:

ograniczenia producentów dotyczące minimalnego obciążenia wyciągów turbin;

cechy schematu instalacji grzewczej w zakresie zaopatrzenia w ciepło odbiorców zewnętrznych i potrzeb wewnętrznych;

niezawodność dostaw ciepła do odbiorców.

Po rozłożeniu obciążeń termicznych zgodnie ze schematami trybów i charakterystyki regulacyjne określają minimalne parametry elektryczne moc każdej turbiny i minimalne wytwarzanie energii elektrycznej elektrownia (E), tys. kWh: min E = SUMA N x tau + SUMA N x tau, (6) min r slave pt.t slave min gdzie N, N to moc wytwarzana przez turbiny typu P (lub r pt turbiny typu PT, T przy pracy z obniżoną próżnią) oraz moc minimalna turbin PT i T przy zadanych obciążeniach ekstrakcje (przeciwciśnienie), tysiące kW. min Wartość N obejmuje wydajność grzewczą i piątek moc wytworzona na przejściu pary wentylacyjnej kondensator z całkowicie zamkniętą membraną dolnego cylindra min ciśnienie (zwane dalej LPC). Czynniki zwiększające N poza piątek minimalny wymagany poziom (regulacja nieszczelności membrany cylinder niskiego ciśnienia, wzrost temperatury rury wydechowej powyżej dopuszczalnego poziomu itp.), należy potwierdzić odpowiednie dokumenty. Kondensacyjne wytwarzanie energii podlega dystrybucja pomiędzy turbinami (deltaE), tys. kWh, książka określone wzorem: deltaE = E - E (7) kn min Dystrybucja DeltaE pomiędzy turbinami opiera się na książka wstępnie obliczona charakterystyka zysków względnych zużycie ciepła do wytwarzania energii elektrycznej w drodze kondensacji cykl (deltag) dla wszystkich możliwych kombinacji agregatów. Pierwszy książka kolejka ładuje agregaty o najmniejszych wartościach deltak. książka Dystrybucja dostaw ciepła do odbiorców zewnętrznych w parze ciśnieniem lub z wodą sieciową pomiędzy podzespołami elektrowni produkowane proporcjonalnie do obciążeń termicznych wyciągów turbin(Q , Q) zawarte w podgrupie.

Następnie

Zaopatrzenie w ciepło z kotłów szczytowych ciepłej wody rozkłada się pomiędzy podgrupy urządzeń elektrowni proporcjonalnie do zaopatrzenia w ciepło wodą sieciową. Wartości godzinowego zużycia świeżej wody wymagane do obliczeń para (D) i para do skraplaczy (D) poprzez oddzielne turbiny o 2 Dokładność wystarczająca do celów prognozowania może być -3 3 oblicza się za pomocą wzorów, t/h: D = (q x N x 10 + Q + Q) x 10 / K (8) o t.int t następnie -3 D = (q x N x 10 - 86 x N / eta - deltaQ) x 2 t.int em izl 3 x 10 / 550, (9) gdzie q jest początkowym nominalnym właściwym zużyciem ciepła brutto cyna

przez turbinę, kcal/kWh;

K to stosunek zużycia ciepła i pary świeżej do turbiny. Można przyjąć równą 0,6 - 0,7 lub obliczyć za pomocą wzoru: K = i - i + alfa x deltai, (10) o pv pp pp gdzie ja, ja, deltai - entalpia świeżej pary, składnika odżywczego o pv s woda, wzrost entalpii na ścieżce ponownego nagrzewania, kcal/kg; alfa to udział pary przegrzanej w zużyciu pary świeżej; s jest to sprawność elektromechaniczna, %. Przyjęto równą 97%; Em deltaQ - strata ciepła przez izolację turbiny, Gcal/h. izl Dla turbin o mocy 25,50 i 100 MW można przyjąć 0,49;

Parametry pary świeżej i pary po dogrzaniu muszą odpowiadać wartościom przyjętym w charakterystykach regulacyjnych turbin jako nominalne.

Ciśnienie pary w komorach produkcyjnych turbin oblicza się ze wzoru, kgf/cm2:

P = SUMA P x D / SUMA D + deltaP, (11) p zużycie.j zużycie.j zużycie.j p.pot gdzie P, D - ciśnienie, kgf/cm2 i przepływ pary, t, konsumpcja.j konsumpcja.j dla każdego odbiorcy zewnętrznego (na wyjściach ze stacji). Przyjmowane zgodnie z zawartymi umowami z konsumentami; deltaP - strata ciśnienia w rurociągach parowych od terminali do p.pot komory ekstrakcyjne turbin, kgf/cm2.

Ciśnienie pary w komorach spalania turbin określa się w następującej kolejności:

1. Okres prognozy dzieli się na dwie części: okres wspólna praca kotłów PCV lub szczytowych i ekstrakcji (p) i dni okres dostarczania ciepła wyłącznie z wyciągów (t). dni Na podstawie średniej oczekiwanej temperatury zewnętrznej w ciągu miesiąca dzień dni (p) (t) powietrze (t, t) określa się temperaturę wody z sieci bezpośredniej nv nv (t), stopień. C, na podstawie wykresu temperatury termicznej d.st sieć: (p) (p) t = F (t) (12) dp.st nv (t) (t) t = F (t) (13) dp.st nv 2. Średnia temperatura wody sieciowej dla o główne grzejniki (t), st. Z: sv o (p) (t) t = ((t - delta) x p + t x t) / sv pr.sv svpvk.pb dzień pr.sv dzień/ (n + t), (14) dni dni gdzie delta t oznacza ogrzewanie wody sieciowej w PCV lub szczyt sv.pvk.pb kotły, st. Z; p ob.p delta t = t - t (15) sv.pvk.pb pr.sv sv w.p. t to temperatura wody zasilającej za głównymi podgrzewaczami,Św. odpowiadające maksymalnemu ciśnieniu pary w ciepłowniach Maks selekcje (P), deg. Z; t ob.p n t = t - Qt (16) sv us poniżej n max t - temperatura nasycenia przy ciśnieniu P, stopnie. Z; my t Qt - nominalna różnica temperatur w sieciach głównych pod grzejniki, st. Z.

3. Wyznacza się średnią temperaturę nasycenia i rzeczywiste ciśnienie pary w komorze ekstrakcyjnej turbiny:

około t = t + Qt (17) us sv under Р = F(t) + delta Р, (18) t my t.under gdzie deltaP jest stratą ciśnienia w rurociągach pary od wylotu t.pocić się kolektory do komory ekstrakcyjnej i-tej turbiny, kgf/cm2. Zwiększone zużycie ciepła do produkcji energii elektrycznej o godz warunkowy brak dostaw ciepła do odbiorców zewnętrznych z ekstrakcji i przeciwciśnienie turbiny (deltaQ), Gcal, określone przez e(neg) wzory:

dla turbin typu PT, T:

o -3 deltaQ = (SUMA (q - q) x E) x K x 10 (19) e(neg) t t t od

dla turbin typu R, PR:

-3 deltaQ = (SUMA (q - q) x E) x K x 10, (20) e(neg) kn t t od o gdzie q, q - jednostkowe zużycie ciepła brutto dla turbiny przy t t brak odprowadzania ciepła z wyciągów (regulatory ciśnienia w obu przypadkach). wybrane opcje są uwzględnione) i przy przewidywanym obciążeniu elektrycznym, kcal/kWh; g - jednostkowe zużycie ciepła na turbinę ze skraplaczem, książka posiadające takie same parametry pary świeżej jak dla turbin typu P, PR przy przewidywanym obciążeniu elektrycznym pod nieobecność uwolnienie ciepła z wyciągów (włączone są regulatory ciśnienia w wyciągach), kcal/kWh; E - przewidywana produkcja energii elektrycznej przez turbinę, tys. t kWh; K - stosunek dla podgrupy zaopatrzenia w ciepło na zewnątrz z odbiorców pary wylotowej do całkowitego obciążenia wyciągów. Do turbin, w których następuje kondensacja pary podczas uwalniania ciepła kondensatora ze względu na wartość „degradowaną” przez próżnię kon (deltaQ) można przyjąć jako równą wartości urlopu e (negatywne) ciepło ze skraplacza.

Ostatecznym celem wykonania obliczeń dla instalacji turbinowej jest uzyskanie przewidywanych wartości dla podgrup urządzeń:

bezwzględne i specyficzne zużycie ciepła brutto na produkcję energia elektryczna (Q, Gcal i q, kcal/kWh); to sn sn tu sn sn sn energia elektryczna (E, tys. kWh i E, %) na potrzeby własne; tu tu n właściwe zużycie ciepła netto (q, kcal/kWh). To 24. Liczba kotłów pracujących w okresie prognozy każdy typ (n, n...n) w podgrupie jest wybierany na podstawie 1 2 m całkowite zapotrzebowanie ciepła dla turbin, obciążenie kotła dla poziom 80 - 90% nominalnej mocy grzewczej, a także harmonogram naprawy sprzętu. Uwzględnione są również uzgodnione ograniczenia nominalnej wydajności pary kotłów.

Całkowitą produkcję ciepła brutto przez kotły energetyczne podgrupy urządzeń Gcal oblicza się ze wzoru:

br nie. Q = SUMA Q + SUMA Q + SUMA Q + Q + K x SUMA n x Q x ku e po do wiosłowania w pot t k.br.t-2 x tau x 10, (21) kal gdzie K jest konkretną wartością straty przepływu ciepła, %. pot Przyjmowany jako 1% dla elektrowni kondensacyjnej (zwanej dalej - IES) i 1,5% dla elektrowni cieplnych (dalej - CHP) z nominalna produktywność pracowników w prognozie okres kotłów typu m; n - liczba pracujących kotłów wybranego podczas prognozy miesiąca typ m; nom Q - nominalna moc cieplna m-tego kotła typ k.br.t, Gcal/h. br Rozkład Q pomiędzy typami kotłów podgrup urządzeń ku produkowane proporcjonalnie do znamionowej mocy cieplnej

Ostatecznymi wynikami obliczeń są następujące podgrupy wyposażenia instalacji kotłowych:

n wydajność netto (eta); ku sn sn bezwzględne i właściwe zużycie ciepła (Q, Gcal i q, %) oraz ku ku sn sn energia elektryczna (E, tys. kWh i E, %) na potrzeby własne.

ku, ku

25. Przewidywane jednostkowe zużycie paliwa dla podgrupy elektrowni oblicza się korzystając ze wzorów: nie b = b x (1 + K x (1 - mu)) (22) uhm n te b = b x (1 + K x (1 - mu)), (23) te.en.k te.en.k r.en.k te.en.k N gdzie b jest nominalnym jednostkowym zużyciem paliwa na uh te.en.k te.en.k r.en.k te.en.k energia elektryczna, g/kWh; b - nominalne jednostkowe zużycie paliwa na ciepło, te.en.k uwalniane z kotłów energetycznych, kg/Gcal;

uch

rozmiar czcionki

ROZPORZĄDZENIE Ministerstwa Energetyki Federacji Rosyjskiej z dnia 30 grudnia 2008 r. 323 W SPRAWIE ORGANIZACJI PRAC W MINISTERSTWIE ENERGII FEDERACJI ROSYJSKIEJ DO ZATWIERDZENIA... Obowiązuje w 2018 r.

Obliczenia wykonywane są dla każdego zespołu turbinowego i każdego typu bloków kotłowych wchodzących w skład grupy urządzeń.

Główne z tych wskaźników obejmują (dla każdego miesiąca okresu prognozy):

Obliczanie NUR na podstawie dokumentacji regulacyjnej i technicznej dotyczącej zużycia paliwa

wytwarzanie energii elektrycznej;

dostawa ciepła do odbiorców parami na potrzeby technologiczne;

Struktura spalanego paliwa i jego charakterystyka;

uwalnianie ciepła w ciepłej wodzie do sieci ciepłowniczej;

temperatura powietrza na zewnątrz;

temperatura wody chłodzącej skraplacz;

W odniesieniu do konkretnej elektrowni (kotłowni) pełny skład danych wyjściowych wyszczególniony jest na schemacie zawartym w dokumentacji technicznej użytkowania paliwa.

skład sprzętu operacyjnego.

Całkowitą podaż ciepła z wyciągów produkcyjnych (przeciwciśnienie) turbin (Q_po), Gcal, ogólnie określa się według wzoru:

= pytanie

(1)

- Q

Przez

Wiersz

Gdzie Q_п to dostawa ciepła do odbiorców zewnętrznych, Gcal;

Q(sn)_p, Q(hn)_p, Q_pb - zużycie ciepła na potrzeby własne, bytowe, kotły szczytowe, Gcal;

p sn khn Q , Q , Q - zużycie ciepła na potrzeby własne i bytowe, p p pb kotły szczytowe, Gcal;

Q to zużycie ciepła przez ROU podłączonego do źródła pary o wyższym ciśnieniu niż ROU pod wysokim ciśnieniem, Gcal.

Zużycie ciepła na potrzeby własne obliczane jest według odpowiednich zależności zawartych w charakterystyce energetycznej urządzenia.

Zaopatrzenie w ciepło na potrzeby gospodarcze przyjmuje się według danych rzeczywistych z okresu poprzedzającego okres obliczeniowy.

Q_rou - zużycie ciepła z ROU podłączonego do źródła pary o wyższym ciśnieniu, Gcal.

Zaopatrzenie odbiorców zewnętrznych (Q_t) na potrzeby własne (Q(sn)_t) i gospodarstwa domowego (Q(xn)_t) z grzejników podłączonych do tych punktów;

Uwalnianie ciepła z mocy cieplnej turbiny (przeciwciśnienie) zazwyczaj obejmuje:

Całkowitą podaż ciepła z wyciągów produkcyjnych (przeciwciśnienie) turbin (Q_po), Gcal, ogólnie określa się według wzoru:

= pytanie

Zużycie ciepła na ogrzewanie dodatku uzupełniającego brak powrotu kondensatu od odbiorców wyciągów pary o wyższym potencjale (Q_nev).

= pytanie

(2)

pot

nigdy

pvk

gdzie Q(pot)_t - straty ciepła związane z jego dostarczaniem do odbiorców zewnętrznych w ciepłej wodzie;

Dostawy ciepła z kotłów szczytowych ciepłej wody (kotły szczytowe) obliczane są na podstawie prognozy czasu trwania temperatury powietrza zewnętrznego (tau_tnv), przy której konieczne jest ich włączenie, aby zapewnić zgodność z harmonogramem temperatur sieci ciepłowniczej:

Całkowitą podaż ciepła z wyciągów produkcyjnych (przeciwciśnienie) turbin (Q_po), Gcal, ogólnie określa się według wzoru:

= G

pvk(pb)

x(tj

-I

) x tau

x 10

-3

(3)

pvk(pb)

set.v

s.v.

tnv

Gdzie G(pvk(pb))_set.v to zużycie wody sieciowej przez kotły szczytowe lub kotły szczytowe, t/h;

i"_s.v, i"_s.v - entalpie wody sieciowej przed PCV (kotły szczytowe) i za nimi, kcal/kg.

t zużycie ciepła na podgrzanie dodatku, który uzupełnia brak powrotu kondensatu od odbiorców wyciągów pary o wyższym potencjale (Q).

W tym celu stosuje się specjalne programy komputerowe. W przypadku braku takich programów należy zastosować się do poniższych zaleceń.

Kiedy elektrownia działa zgodnie z harmonogramem elektrycznym, rozkład obciążeń cieplnych i elektrycznych jest ze sobą powiązany.

Letni okres pracy bloków o małych obciążeniach determinuje nierównomierny charakter rozkładu obciążenia cieplnego pomiędzy turbinami do czasu przekazania go na jedną z nich.

Przy rozkładzie obciążeń termicznych brane są pod uwagę:

Ograniczenia producentów dotyczące minimalnego obciążenia wyciągów turbin;

cechy schematu instalacji grzewczej w zakresie zaopatrzenia w ciepło odbiorców zewnętrznych i potrzeb wewnętrznych;

niezawodność dostaw ciepła do odbiorców.

Po rozłożeniu obciążeń cieplnych zgodnie ze schematami trybów i charakterystykami standardowymi wyznacza się minimalną moc elektryczną każdej turbiny oraz minimalną produkcję energii elektrycznej przez elektrownię (E_min), tys. kWh:

= N

x tau

min

x tau

(4)

min

niewolnik

piątek

niewolnik

Gdzie N_р, N(min)_pt.t to moc wytworzona przez turbiny typu P (lub turbiny typu PT, T przy pracy z obniżoną próżnią), a minimalna moc turbin typu PT i T przy danych obciążeniach odciągowych ( przeciwciśnienie), tysiące kW.

Wartość N(min)_pt.t obejmuje moc grzewczą oraz moc uzyskaną podczas wentylacyjnego przejścia pary do skraplacza przy całkowicie zamkniętej membranie cylindra niskociśnieniowego (zwanego dalej LPC). Czynniki przekraczające wymagany minimalny poziom (nieszczelność membrany sterującej cylindra niskociśnieniowego, wzrost temperatury rury wydechowej powyżej poziomu dopuszczalnego itp.) potwierdzają odpowiednie dokumenty. Obliczenie minimalnego obciążenia elektrowni cieplnej przeprowadza się zgodnie z zaleceniami podanymi w Załączniku nr 14 do niniejszej Instrukcji.

Dodatkową produkcję energii kondensacyjnej do rozdziału pomiędzy turbinami (DeltaE_kn), w tys. kWh, określa się ze wzoru:

DeltaE		= E - E		,		(5)
	książka		mi

Dodatkowa produkcja energii kondensacyjnej do rozdzielenia pomiędzy turbinami (DeltaE), w tys. kWh, jest określona wzorem kn: DeltaE = E - E, (5) kn mi

obecność niewyłączonych odbiorców dostaw ciepła;

zapewnienie technicznego minimalnego obciążenia kotła;

podwyższenie temperatury wody chłodzącej na wylocie skraplaczy turbin, aby zapobiec zamarzaniu chłodni kominowych w okresie zimowym.

Rozkład DeltaE_kn pomiędzy turbinami dokonywany jest na podstawie wcześniej obliczonych charakterystyk względnych przyrostów zużycia ciepła do wytwarzania energii elektrycznej w cyklu kondensacji (Deltaq_kn) dla wszystkich możliwych kombinacji jednostek. W pierwszej kolejności ładowane są jednostki o najniższych wartościach Deltaq_kn.

Rozdział zaopatrzenia w ciepło do odbiorców zewnętrznych w parze o tym samym ciśnieniu lub wodzie sieciowej pomiędzy podgrupami elektrowni odbywa się proporcjonalnie do obciążeń cieplnych wyciągów turbin (Q_to, Q_to) wchodzących w skład podgrupy.

Podwyższenie temperatury wody chłodzącej na wylocie skraplaczy turbin, aby zapobiec zamarzaniu chłodni kominowych w okresie zimowym.

Wymagane do obliczeń wartości godzinowych przepływów pary świeżej (D_0) i pary do skraplaczy (D_2) dla poszczególnych turbin można obliczyć z wystarczającą dokładnością do celów prognostycznych, korzystając ze wzorów, t/h:

= (q

x N

x 10

-3

= pytanie

) / DO

(6)

cyna

- Q

pot

= (q

x N

x 10

-3

- 86 x N

/ Ten

- DeltaQ

) x 10

/ 550

(7)

cyna

izl

Gdzie q_t.in to początkowe nominalne właściwe zużycie ciepła brutto przez turbinę, w kcal/kWh;

K - współczynnik stosunku zużycia ciepła i pary świeżej do turbiny można przyjąć równy 0,6 - 0,7 lub obliczyć ze wzoru:

K = (tzn

-I

+ alfa

x Deltai

) x 10

-3

(8)

Gdzie i_0, i_pv, Deltai_pp - entalpia pary świeżej, wody zasilającej, przyrost entalpii na ścieżce dogrzewania, kcal/kg;

alfa_pp - udział pary dogrzewanej ze zużycia pary świeżej;

eta_em - sprawność elektromechaniczna, %. Przyjęto równą 97%;

DeltaQ_isl - straty ciepła przez izolację termiczną turbiny, Gcal/h. Dla turbin o mocy 25, 50 i 100 MW można przyjąć 0,49, 0,61 i 1,18 Gcal/h.

alfa to udział pary przegrzanej w zużyciu pary świeżej;

dla turbin typu PT, T:

DeltaQ

= (((q

- Delty

) x E

) x K

x 10

-3

(9)

e (negatywne)

dla turbin typu R, PR:

DeltaQ

= (((q

-Q

) x E

) x K

x 10

-3

(10)

e (negatywne)

książka

gdzie q(о)_Т, q_Т - jednostkowe zużycie ciepła brutto przez turbinę przy braku dopływu ciepła z wyciągów (regulatory ciśnienia w obu wyciągach (włączone) i przy przewidywanym obciążeniu elektrycznym, kcal/kWh;

q_kn – jednostkowe zużycie ciepła dla turbiny ze skraplaczem o takich samych parametrach pary świeżej jak dla turbin typu P, PR przy przewidywanym obciążeniu elektrycznym przy braku odprowadzania ciepła z wyciągów (włączone są regulatory ciśnienia w wyciągach) , kcal/kWh;

E_T - przewidywana produkcja energii elektrycznej przez turbinę, tys. kWh;

K_od - stosunek podgrupy dostarczającej ciepło do odbiorców zewnętrznych wykorzystujących parę wylotową do całkowitego obciążenia wyciągów.

W przypadku turbin z kondensacją pary, gdy ciepło wydziela się ze skraplacza na skutek „pogorszenia się” próżni, wartość DeltaQ(cond)_e(neg) można przyjąć jako równą wartości ciepła uwolnionego ze skraplacza.

E - przewidywana produkcja energii elektrycznej przez turbinę, tys. kWh;

Bezwzględne i jednostkowe zużycie ciepła brutto do wytwarzania energii elektrycznej (Q_e, Gcal i q_t, kcal/kWh);

bezwzględne i jednostkowe zużycie ciepła (Q(sn)_ty, Gcal i q(sn)_ty, %) oraz energii elektrycznej (E(sn)_ty, tys. kWh i e(sn)_ty, %) na potrzeby własne;

właściwe zużycie ciepła netto (q(n)_tu, kcal/kWh).

24. Liczbę kotłów każdego rodzaju pracujących w okresie prognozy (n_1, n_2 ... n_t) w grupie dobiera się na podstawie całkowitego zapotrzebowania na ciepło dla turbin, obciążenia kotłów na poziomie 80 - 90 % nominalnej mocy grzewczej, a także harmonogram naprawy sprzętu. Uwzględniane są również uzgodnione ograniczenia nominalnej wydajności pary kotłów.

Całkowitą produkcję ciepła brutto instalacji kotłowej podgrupy urządzeń Gcal oblicza się ze wzoru.