Среднюю нагрузку Qотj определяют как

Qотj Qотj .год , кВт, p

где Qотj .год – годовой отпуск теплоты из отбора на j -й подогреватель,

киловатт-часов (по результатам расчета графика тепловых нагрузок по температурным интервалам наружного воздуха и времени стояния температур в указанных интервалах в течение года [4, 10]).

Данные расчетов годового отпуска теплоты и выработки электроэнергии на ТЭС позволяют определить расходы теплоты и топлива ТЭС и распределить их по видам энергии, а затем рассчитать годовые энергетические и технико-экономические показатели работы тепловой электростанции.

3.2. Определение среднегодовых энергетических показателей турбоагрегатов и ТЭС

В задании по технологической части дипломного проекта расчет ПТС турбоагрегата, как правило, не предусматривается. Однако для определения энергетических и технико-экономических показателей работы ТЭС необходимо иметь исходные данные по величинам тепловых и электрических нагрузок при работе по годовому графику и затратам теплоты на турбоустановку в этих режимах. Использование аналитических характеристик турбин в этих целях допустимо, однако в весьма ограниченных пределах, поскольку, во-первых, эти характеристики для конденсационных турбин не учитывают их тепловую нагрузку, покрываемую из нерегулируемых отборов, а для теплофикационных турбин они не учитывают взаимные ограничения по величинам отопительных и производственных отборов пара и электрической мощности, а также имеют погрешности, превышающие 5 %.

32

Поэтому все характерные режимы теплофикационных турбин при работе по графику отопительной нагрузки просчитываются по временным интервалам отопительного сезона с использованием диаграмм режимов, а для конденсационных турбин рассчитываются величины средней за время работы в году тепловой нагрузки основного и пикового подогревателей турбины и связанная с эти недовыработка электроэнергии паром, использованным на подогрев сетевой воды, после чего для заданного среднегодового (за время работы в течение года) расхода пара на турбину определяется фактическая электрическая мощность и годовая выработка электроэнергии (см. гл. 3.1).

На данном этапе проектирования необходимо также определить места расположения в ПТС конденсационного энергоблока основного (ОСП) и пикового (ПСП) сетевых подогревателей. Этот этап производится на основе данных заводского расчетного режима энергоблока по давлениям и температурам в нерегулируемых отборах. На основании этих данных студент строит упрощенно процесс расширения пара в турбине на расчетном режиме. После этого он определяет давления в нерегулируемых отборах в режиме при заданном среднегодовом расходе пара на турбину. Поскольку для конденсационной турбины давления в отборах практически прямо пропорциональны расходу, эти давления определяются путем умножения давлений на расчетном режиме на заданный в исходных данных коэффициент отношения расходов . Построив на i, s -диаграмме линию процесса расширения пара в заданном среднегодовом режиме (при тех же значениях относительного внутреннего КПД oi отсеков, что и в расчетном режиме), студент определяет температуры и энтальпии пара в отборах в заданном режиме.

Заданная расчетная тепловая нагрузка КЭС распределяется равномерно между установленными однотипными агрегатами. В режиме

33

максимальной тепловой нагрузки определяют температуру	осп	для
	11
сетевой воды на выходе из ОСП:
11осп tso tосп, оС,		(1)
где tso – температура насыщения в ОСП, оС;
tосп – температурный напор ОСП, оС (можно принять tосп=5 ºС).
Давление насыщения в ОСП определяют как
Pos Pосп k ,		(2)
где Pосп – давление в отборе турбины на ОСП при	заданном
среднегодовом расходе пара;
k 1,05 – коэффициент потерь давления в трубопроводе отбора.

Температуру tso определяют по температуре Pso по таблицам [9].

Как правило, ОСП присоединяют к отбору, где на расчетном режиме давление составляет Росп 0,15...0,25 , МПа.

Подогреватель ПСП присоединяют к отбору более высокого давления. Обычно это отбор, предшествующий отбору на ОСП. Необходимо проверить, достаточно ли давление в этом отборе Рпсп в режиме среднегодового расхода пара, чтобы нагреть сетевую воду до максимальной заданной температуры 1. Для этого должно выполняться соотношение:

1 tsп tпсп , оС,	(3)
где tsп f Psп – температура насыщения в ПСП по [9];
tпсп = 5 оС – температурный напор в ПСП.
Аналогично (2)
Рsп Рпсп / k ,	(4)

34

где Рпсп – давление в отборе на ПСП при заданном среднегодовом расходе пара.

При невыполнении неравенства (3) отбор на ПСП переносится в сторону следующего отбора большего давления в проточной части.

Расчет расходов пара на ОСП и ПСП при работе на заданную графиком тепловую нагрузку (по интервалам изменения температуры наружного воздуха) приведен в гл. 3.1.

Для определения энергетических показателей турбоустановки в любом режиме (для конденсационного энергоблока – в среднегодовом, для теплофикационного – при каждой среднеинтервальной температуре наружного воздуха) вычисляют расход теплоты на турбоустановку:

Q

G

i

G

i

iо , кВт,

t

пв

(5)

ту

o

o

пп

пп

пп

где

Go – расход пара в голову турбины, кг/с;

io – энтальпия пара, поступающего в турбину, кДж/кг;

– энтальпия питательной воды на входе в котлоагрегат, кДж/кг;

tпв

Gпп

–

расход

пара

через

промежуточный

пароперегреватель

(в турбинах без промперегрева Gпп= 0), кг/с;

iпп,iппо

– энтальпии пара на выходе из промежуточного

пароперегревателя и на входе в него соответственно, кДж/кг.

Отпуск теплоты на отопление и горячее водоснабжение Qот равен

Qот Gв iв Gн iн ,

(6)

где

Gв – расходы пара в верхний (или пиковый);

Gн – в нижний (или основной) сетевые подогреватели турбины, кг/с;

iв, iн

– разности

энтальпий

греющего

пара

и его

дренажа в

верхнем (пиковом) и нижнем (основном) сетевых подогревателях соответственно, кДж/кг.

35

При физическом методе разделения расходов теплоты и топлива на выработку электрической и тепловой энергии [5] расходы теплоты

турбоустановки на выработку отпускаемой теплоты Qтут и электроэнергии

Qэ	равны, соответственно
ту
	Qт	(Qот Qп)				т	, кВт,	(7)
	ту
где	т 0,990...0,995 – КПД турбоустановки по отпуску теплоты;
	Qп Gп iп, кВт –	отпуск			теплоты на			производственное
теплопотребление, если оно имеет место.
	Qэ	Q		Qт	, кВт.			(8)
	ту	ту		ту
	Удельный расход теплоты		(брутто)			на выработку электроэнергии

qтуэ следует определять с учетом мощности турбопривода, если используется турбинный привод питательного насоса.

		Qэ
qэ		ту	,	(9)
ту		Nэ Nтп

где Nтп – механическая мощность турбопривода, кВт. Абсолютный КПД турбоустановки э равен

туэ		1
	qтуэ			.	(10)
Расход теплоты парогенератора Qпг				определяют либо по [5], либо,
задавшись значением КПД транспорта				теплоты	тр 0,98 0,99 , по
формуле:
Qпг		Qту
			.		(11)
		тр

36

Расход теплоты на энергоблок определяют с учетом КПД парогенератора (брутто) пг, который определяют в соответствии с паспортными данными котлоагрегата:

Qс	Qпг
	пг .	(12)

КПД энергоблока (станции) по выработке электроэнергии равен

сэ туэ тр пг . (13)

КПД энергоблока (станции) по отпуску теплоты определяют по следующей формуле:

ст т тр пг ,

(14)

где т 0,990...0,995 – КПД турбоустановки по отпуску теплоты. Удельный расход топлива на ТЭС на выработку электроэнергии

равен

	э	0,123
	ву			, кг у.т./кВт час.	(15)
		сэ
	Удельный расход топлива на ТЭС по отпуску теплоты равен

т		34,1
ву				, кг у.т./ГДж.	(16)
		ст

Расчет среднегодовых показателей работы ТЭС (энергетических и экономических) может производиться по формулам (6)–(16) по среднегодовым значениям нагрузок в течение года, определенным как частное от деления годовой выработки по графику нагрузок на годовое число часов работы оборудования (календарное время – 8760 часов – минус число часов ремонтных и резервных простоев). Такой способ наиболее удобен для однотипных агрегатов КЭС, среднегодовые режимы каждого из которых в условиях, принятый при проектировании, совпадают.

37

Если это не так, то есть если на КЭС установлены разнотипные турбоагрегаты, или если проектируется ТЭЦ, то в расчет по формулам

(6)–(16) подставляются параметры не по мощности, а по выработке, отпуску или затратам энергии за год в мегаватт-часах. При этом могут быть определены среднегодовые энергетические показатели либо для агрегатов каждого из типоразмеров в отдельности, а затем уже для станции в целом, либо сразу для всей ТЭС. Учитывая, что в организационноэкономической части проекта определяются годовые техникоэкономические показатели ТЭС в целом, следует и энергетические показатели определять сразу для всей электростанции. Пример расчета среднегодовых энергетических показателей ГРЭС приведен в приложении 1, для ТЭЦ аналогичный пример приведен в [18, приложение 1].

38