Реферат: Составление годового плана эксплуатации ТЭЦ

--PAGE_BREAK--1        Производственная программа станции


1.1        Построение суточных графиков тепловой и электрической нагрузок
Суточные графики тепловой и электрической нагрузок строятся на основе данных о величинах максимумов нагрузок и диспетчерских графиков их распределения по интервалам времени в течение суток, заданных в процентах от максимума соответствующей нагрузки.

<img width=«577» height=«596» src=«ref-1_362904811-3339.coolpic» v:shapes="_x0000_i1025">
1.2        Экономическое распределение нагрузок между агрегатами/1/
Распределение тепловой и электрической нагрузки между турбоагрегатами осуществляется в следующем порядке:

1.                      Вначале производится распределение тепловых нагрузок Qт. Покрытие графика тепловой нагрузки осуществляется за счёт регулируемых отборов турбин на соответствующие параметры пара в пределах их расчётной (максимальной) величины.

На станции установлены одинаковые по типоразмерам турбоагрегаты, загрузка их отборов будет производиться параллельно.

Если мощности отборов окажется недостаточно, оставшаяся часть графика нагрузки на нужды отопления и горячего водоснабжения покрывается за счёт пиковых водогрейных котлов (ПВК).

2.                      После распределения тепловых нагрузок определяется вынужденная теплофикационная мощность — Nтотдельно по отборам, турбинам и по станции в целом.

3.                      Далее распределяется график электрической нагрузки. Базисная часть графика электрической нагрузки покрывается за счёт вынужденной теплофикационной мощности. Остаток нагрузки распределяется между мощностями конденсационных турбоагрегатов и свободной конденсационной мощностью теплофикационных турбин. При этом следует руководствоваться правилами экономичного распределения: использовать конденсационные мощности в порядке последовательного увеличения  частичных удельных расходов тепла на выработку электроэнергии.

После распределения графиков нагрузок рассчитывается выработка электроэнергии и отпуск тепла за сутки (зимние и летние). Для этого мощности, участвующие в покрытии того или иного графика, умножают на число часов в интервале и затем суммируют, чтобы получить суточные величины выработки электроэнергии и отпуска тепла.

Расчёты по распределению графиков тепловой и электрической нагрузок представляются в форме таблицы 1.

Расчёт будет производиться на основании энергетических характеристик турбин /2/:

Турбины №№ 1¸3.

ПТ-50-90/13

Qтурб=25,1+3,69Nт+9,09Nк+Qт

р0=8,8 МПа, Т0=808 К

Qт=Qотт+Qпрт,Nт=Nотт+Nпрт

рототб=(0,12¸0,25) МПа, Qотт=240 ГДж/ч, Nотт=0,138Qотт-8 МВт
рпротб=(0,79¸1,28) МПа, Qпрт=373 ГДж/ч, Nпрт=0,076Qотт-9,5 МВт

Турбина № 4.

К-100-90

Qтурб=88+8,05Nэк+8,67Nнеэк,

р0=8,8 МПа, Т0=808 К


Таблица 1 – Результаты расчётов распределения графиков нагрузок

Зимние / летние сутки За сутки


1

2-7

8-16

17-22

23-24

зима / лето

Теплофикационная нагрузка в паре, ГДж/ч

Покрытие

— отбор турбины 1

— отбор турбины 2

— отбор турбины 3

763

254,3

254,3

254,3

763

254,3

254,3

254,3

1035,5

345,16

345,16

345,16

1035,5

345,16

345,16

345,16

708,5

236,16

236,16

236,16

22290

7430

7430

7430

Теплофикационная нагрузка на нужды отопления, ГДж/ч

Покрытие

— отбор турбины 1

— отбор турбины 2

— отбор турбины 3

435,5/182,25

145,16/60,75

145,16/60,75

145,16/60,75

402/202,5

134/67,5

134/67,5

134/67,5

636,5/364,5

212,16/121,5

212,16/121,5

212,16/121,5

603/384,75

201/128,25

201/128,25

201/128,25

502,5/303,75

167,5/101,25

167,5/101,25

167,5/101,25

13200/7590

4400/2530

4400/2530

4400/2530

Вынужденная теплофикационная мощность, вырабатываемая на базе отбора пара

на промышленные нужды, МВт

— турбина 1

— турбина 2

— турбина 3

на нужды отопления и горячего водоснабжения, МВт

— турбина 1

— турбина 2

— турбина 3

9,83

9,83

9,83
12,03/0,38

12,03/0,38

12,03/0,38

9,83

9,83

9,83
10,49/1,32

10,49/1,32

10,49/1,32

16,73

16,73

16,73
21,34/8,77

21,34/8,77

21,34/8,77

16,73

16,73

16,73
19,74/9,7

19,74/9,7

19,74/9,7

8,45

8,45

8,45
15,12/5,97

15,12/5,97

15,12/5,97

336,66

336,66

336,66
415,71/157,37

415,71/157,37

415,71/157,37

Электрическая нагрузка, МВт

Покрытие

а) теплофикационной мощностью

— турбина 1

— турбина 2

— турбина 3

б) конденсационной мощностью

— турбина 4  ЭК

— турбина 4  НЕЭК
— турбина 1

— турбина 2

— турбина 3

225
21,86/10,21

21,86/10,21

21,86/10,21
75

25
19,81/31,46

19,81/31,46

19,81/31,46

200
20,32/11,15

20,32/11,15

20,32/11,15
75

25
13,01/22,18

13,01/22,18

13,01/22,18

237,5
38,07/25,5

38,07/25,5

38,07/25,5
75

25
7,76/20,33

7,76/20,33

7,76/20,33

250
36,47/26,43

36,47/26,43

36,47/26,43
75

25
13,53/23,57

13,53/23,57

13,53/23,57

225
23,57/14,42

23,57/14,42

23,57/14,42
75

25
18,1/27,25

18,1/27,25

18,1/27,25

5512,5
752,39/494,05

752,39/494,05

752,39/494,05
1800

600
285,11/543,45

285,11/543,45

285,11/543,45



1.3        Построение годового графика планово-предупредительных ремонтов (ППР) оборудования ТЭЦ/1/
Вид и количество  проводимых ремонтов, а также продолжительность ремонтного простоя указаны в таблице 2.

Все агрегаты один раз в году простаивают в капитальном или среднем ремонте, в текущем ремонте котельные агрегаты простаивают 2¸3 раза.

Таблица 2 /2/

Оборудование

Простои, календарные сутки

Капитальный ремонт

Средний ремонт

Текущий ремонт

Кап.

Тек.

Ср.

Тек.

ПТ-50-90/13

35

6

12

6

9

К-100-90

46

14

18

14

21

БКЗ-220

33

13

13

13

20

Капремонт данных турбоагрегатов производится 1 раз в 4 года.

Для данного типа котла межремонтный период составляет 4¸5 лет.

В соответствии с принятыми данными строится календарный график ремонта основного оборудования ТЭЦ.

При планировании ремонтов в календарном разрезе исходят из следующего:

-      теплофикационные турбоагрегаты капитально ремонтируют в период спада тепловой нагрузки;

-      предусматривают одновременный вывод в капремонт связанного по пару оборудования;

-      окончание ремонта одного агрегата совмещают с началом ремонта другого, с целью лучшей организации ремонтных работ;

-      текущие ремонты агрегатов производят равномерно в течение года.

Таблица 3 – Годовой график ППР

Тип агрегата

Месяцы года

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

турбогенераторы

турбина № 1



Т3







К31







Т3



турбина № 2





Т3







К31







Т3

турбина № 3







Т3









С12





Т3

турбина № 4

Т7







Т7







К46





котлоагрегаты

котёл № 1



Т7







К33







Т6



котёл № 2





Т7







К33







Т6

котёл № 3







Т7









С13





Т6

котёл № 4

Т6







Т7









С13





котёл № 5









Т10











Т10


    продолжение
--PAGE_BREAK--
*)Обозначение ремонта:К – капитальный, С – средний, Т – текущий;число после обозначения ремонта – количество календарных суток
1.4        Расчёт выработки электроэнергии и отпуск тепла в суточном разрезе, по сезонам и за год, без учёта и с учётом ППР
В данном разделе определяется выработка электроэнергии и отпуск тепла за отопительный и неотопительный периоды и за год по отдельным агрегатам и по станции в целом. При этом исходят из величин суточной выработки электроэнергии и суточного отпуска тепла, полученных в результате экономичного распределения графиков нагрузок между турбоагрегатами, установленными на станции, и продолжительности отопительного и неотопительного периодов. Эти расчёты будут производиться без учётов и с учётом ремонтов оборудования. Для определения выработки электроэнергии и отпуска тепла с учётом ППР исходят из их суточных величин, полученных в результате перераспределения графиков нагрузок между турбоагрегатами при выводе их в ремонты, согласно разработанному ранее графику. Поскольку турбоагрегаты выводятся в ремонт поочерёдно, то снижение выработки энергии в тот или иной период находящегося в ремонте агрегата может быть частично компенсировано путём догрузки до номинальных мощностей, оставшихся в работе турбин. Если это невозможно, то для покрытия графика нагрузки во время ремонтов может быть использован резерв мощности энергосистемы. Для компенсации недоотпуска тепла, при максимальной загрузке соответствующих отборов оставшихся в работе турбин, могут быть использованы ПВК.

Отопительный период составляет 202 суток, неотопительный период – 163, количество суток, отведённых на ремонт турбин – 152, из которых на отопительный период приходится 32, на неотопительный – 120.

Расчёт выработки электроэнергии, млн кВтч :

-          теплофикационными турбинами в отопительный период:

в данный период турбина №1 работает 196 суток, из которых 170– в  нормальном режиме и 12 – когда турбины №2 и №3 находятся в ремонте, 14 – когда в ремонте находится конденсационная турбина:

Эт=(170+14)*752,39+12*1017,03=150,644,

Эк=170*285,11+12*182,93+14*447,63=56,931;

турбина №2 работает 196 суток, из которых 170 – в нормальном режиме и 12 – когда турбины №1 и №3 находятся в ремонте, 14 – когда в ремонте находится конденсационная турбина:

Эт=(170+14)*752,39+12*1017,03=150,644,

Эк=170*285,11+12*182,93+14*447,63=56,931;

турбина №3 работает 196 суток, из которых 170 – в нормальном режиме и 12 – когда турбины №1 и №2 находятся в ремонте, 14 – когда в ремонте находится конденсационная турбина:

Эт=(170+14)*752,39+12*1017,03=150,644,

Эк=170*285,11+12*182,93+14*447,63=56,931;
Таблица 4 – Распределение графика нагрузок при ремонте конденсационной турбины


Зимние / летние сутки За сутки


1

2-7

8-16

17-22

23-24

зима / лето

Теплофикационная нагрузка в паре, ГДж/ч

Покрытие

— отбор турбины 1

— отбор турбины 2

— отбор турбины 3

763

254,3

254,3

254,3

763

254,3

254,3

254,3

1035,5

345,16

345,16

345,16

1035,5

345,16

345,16

345,16

708,5

236,16

236,16

236,16

22290

7430

7430

7430

Теплофикационная нагрузка на нужды отопления, ГДж/ч

Покрытие

— отбор турбины 1

— отбор турбины 2

— отбор турбины 3

435,5/182,25

145,16/60,75

145,16/60,75

145,16/60,75

402/202,5

134/67,5

134/67,5

134/67,5

636,5/364,5

212,16/121,5

212,16/121,5

212,16/121,5

603/384,75

201/128,25

201/128,25

201/128,25

502,5/303,75

167,5/101,25

167,5/101,25

167,5/101,25

13200/7590

4400/2530

4400/2530

4400/2530

Вынужденная теплофикационная мощность, вырабатываемая на базе отбора пара

на промышленные нужды, МВт

— турбина 1

— турбина 2

— турбина 3

на нужды отопления и горячего водоснабжения, МВт

— турбина 1

— турбина 2

— турбина 3

9,83

9,83

9,83
12,03/0,38

12,03/0,38

12,03/0,38

9,83

9,83

9,83
10,49/1,32

10,49/1,32

10,49/1,32

16,73

16,73

16,73
21,34/8,77

21,34/8,77

21,34/8,77

16,73

16,73

16,73
19,74/9,7

19,74/9,7

19,74/9,7

8,45

8,45

8,45
15,12/5,97

15,12/5,97

15,12/5,97

336,66

336,66

336,66
415,71/157,37

415,71/157,37

415,71/157,37

Электрическая нагрузка, МВт

Покрытие

а) теплофикационной мощностью

— турбина 1

— турбина 2

— турбина 3

б) конденсационной мощностью

— турбина 1

— турбина 2

— турбина 3
система

225
21,86/10,21

21,86/10,21

21,86/10,21
28,14/39,79

28,14/39,79

28,14/39,79
75

200
20,32/11,15

20,32/11,15

20,32/11,15
29,68/38,85

29,68/38,85

29,68/38,85
50

237,5
38,07/25,5

38,07/25,5

38,07/25,5
11,93/24,5

11,93/24,5

11,93/24,5
87,5

250
36,47/26,43

36,47/26,43

36,47/26,43
13,53/23,57

13,53/23,57

13,53/23,57
100

225
23,57/14,42

23,57/14,42

23,57/14,42
26,43/35,58

26,43/35,58

26,43/35,58
75

5512,5
752,39/494,05

752,39/494,05

752,39/494,05
447,63/705,97

447,63/705,97

447,63/705,97
1912,5
    продолжение
--PAGE_BREAK--

Зимние / летние сутки За сутки


1

2-7

8-16

17-22

23-24

зима / лето

Теплофикационная нагрузка на промышленные нужды, ГДж/ч

Покрытие

— отбор турбины 1

— отбор турбины 2

— РОУ

763

373

373

17

763

373

373

17

1035,5

373

373

289,5

1035,5

373

373

289,5

708,5

354,25

354,25

-

22290

8910

8910

4470

Теплофикационная нагрузка на нужды отопления, ГДж/ч

Покрытие

— отбор турбины 1

— отбор турбины 2

— ПВК

435,5/182,25

217,75/91,125

217,72/91,125

-/-

402/202,5

201/101,25

201/101,25

-/-

636,5/364,5

240/182,25

240/182,25

156,5/-

603/384,75

240/192,375

240/192,375

123/-

502,5/303,75

240/151,875

240/151,875

22,5/-

13200/7590

5505/3795

5505/3795

2190/-

Вынужденная теплофикационная мощность, вырабатываемая на базе отбора пара на

промышленные нужды, МВт

— турбина 1

— турбина 2

 нужды отопления и горячего водоснабжения, МВт

— турбина 1

— турбина 2

18,848

18,848
22,05/4,58

22,05/4,58

18,848

18,848
19,74/5,97

19,74/5,97

18,848

18,848
25,12/17,15

25,12/17,15

18,848

18,848
25,12/18,55

25,12/18,55

17,423

17,423
25,12/12,96

25,12/12,96

449,5

449,5
567,53/331,97

567,53/331,97

Электрическая нагрузка, МВт

Покрытие

а) теплофикационной мощностью

— турбина 1

— турбина 2

б) конденсационной мощностью

— турбина 4  ЭК

— турбина 4  НЕЭК

— турбина 1

— турбина 2
— энергосистема

225
40,9/23,73

40,9/23,73
75

25

9,1/26,57

9,1/26,57
25

200
38,59/24,82

38,59/24,82
75

25

11,41/25,18

11,41/25,18
-

237,5
43,97/36

43,97/36
75

25

6,03/14

6,03/14
37,5

250
43,97/37,4

43,97/37,4
75

25

6,03/12,6

6,03/12,6
50

225
42,54/30,83

42,54/30,83
75

25

7,46/19,17

7,46/19,17
25

5512,5
1017,03/781,47

1017,03/781,47
1800

600

182,93/417,59

182,93/417,59
7125
    продолжение
--PAGE_BREAK--
Таблица 5 – Распределение графика нагрузок при ремонте теплофикационной турбины
-          теплофикационными турбинами в неотопительный период:

в данный период турбина №1 работает 132 суток, из которых 43 – в  нормальном режиме и 43 – когда турбины №2 и №3 находятся в ремонте, 46 – когда в ремонте находится конденсационная турбина:

Эт=(43+46)*494,05+43*781,47=77,574,

Эк=43*543,45+43*417,59+46*705,97=73,799;
турбина №2 работает 132 суток, из которых 43 – в нормальном режиме и 43 – когда турбины №1 и №3 находятся в ремонте, 46 – когда в ремонте находится конденсационная турбина:

Эт=89*494,05+43*781,47=77,574,

Эк=43*543,45+43*417,59+46*705,97=73,799;

турбина №3 работает 151 сутки, из которых 43 – в нормальном режиме и 62 – когда турбины №1 и №2 находятся в ремонте, 46 – когда в ремонте находится конденсационная турбина:

Эт=89*494,05+62*781,47=92,422,

Эк=43*543,45+62*417,59+46*705,97=81,734;

-          конденсационной турбиной в отопительный период:

турбина №4 работает 188 суток, из которых 18 – период, когда в ремонте находятся теплофикационные турбины, 170 – нормальный режим:

Ээк=18*1800+170*1800=338,4,

Энеэк=18*600+170*600=112,8;

-          конденсационной турбиной в неотопительный период:

турбина №4 работает 117 суток, из которых 74 – период, когда в ремонте находятся теплофикационные турбины, 43 – нормальный режим:

Ээк=74*1800+43*1800=210,6,

Энеэк=74*600+43*600=70,2;

-             из энергосистемы ТЭЦ получает электроэнергию в течение 152 суток, из которых 32 (18 суток – в ремонте теплофикационные, 14 – конденсационная турбина) – в отопительный период, 120 (74 суток – в ремонте теплофикационные, 46 – конденсационная турбина) – в неотопительный:

Эотопит.=18*712,5+14*1912,5=39,6,

Энеотопит=74*712,5+46*1912,5=140,7.

Расчёт отпуска тепла, тыс ГДж/ч

-             в отопительный период турбина №1 работает 196 суток, из которых 184 – в нормальном режиме, 12 – когда турбины №2 и №3 находятся в ремонте:

Qпр=184*7,43+12*8,91=1474,04,

Qот=184*4,4+12*5,503=875,64;

турбина №2 работает 196 суток, из которых 184 – в нормальном режиме, 12 – когда турбины №1 и №3 находятся в ремонте:

Qпр=184*7,43+12*8,91=1474,04,

Qот=184*4,4+12*5,503=875,64;

турбина №3 работает 196 суток, из которых 184 – в нормальном режиме, 12 – когда турбины №1 и №2 находятся в ремонте:

Qпр=184*7,43+12*8,91=1474,04,

Qот=184*4,4+12*5,505=875,66;

-             в неотопительный период турбина №1 работает 132 суток, из которых 89 – в нормальном режиме, 43 – когда турбины №2 и №3 находятся в ремонте:

Qпр=89*7,43+43*8,91=1044,4,

Qот=89*2,53+43*3,795=388,36;

турбина №2 работает 132 суток, из которых 89 – в нормальном режиме, 43 – когда турбины №1 и №3 находятся в ремонте:

Qпр=89*7,43+43*8,91=1044,4,

Qот=89*2,53+43*3,795=388,36;

турбина №3 работает 151 сутки, из которых 89 – в нормальном режиме, 62 – когда турбины №1 и №2 находятся в ремонте:

Qпр=89*7,43+62*8,91=1213,69,

Qот=89*2,53+62*3,795=460,46;

-            ПВК на ТЭЦ в отопительный период работают 18 суток, в неотопительный – 0:

Qт отопит=18*2,19=39,42,

Qт неотопит=0.

-            РОУ на ТЭЦ в отопительный период работают 18 суток, в неотопительный – 74:

Qт отопит=18*4,47=80,46,

Qт неотопит=74*4,47=330,78.

Результаты расчёта выработки электроэнергии и отпуска тепла представлены в таблицах 6…9.
Таблица 6 – Результаты расчёта выработки электроэнергии без учёта ППР


Источники покрытия нагрузки
Выработка электроэнергии, млн кВтч

В отопит. период

В неотопит. период

За год

ЭТ

ЭК

ЭS

ЭТ

ЭК

ЭS

ЭТ

ЭК

ЭS

турбина 1

151,983

57,592

209,575

80,53

88,582

169,112

232,513

146,174

378,687

турбина 2

151,983

57,592

209,575

80,53

88,582

169,112

232,513

146,174

378,687

турбина 3

151,983

57,592

209,575

80,53

88,582

169,112

232,513

146,174

378,687

турбина 4

-

363,6

121,2

484,8

-

293,4

97,8

391,2

-

657

219

876

ИТОГО по ТЭЦ

455,949

657,576

1113,525

241,59

656,946

898,536

697,539

1314,522

2012,061

Энергосистема

-

-

-

ВСЕГО

1113,525

898,536

2012,061
    продолжение
--PAGE_BREAK--

Таблица 7 – Результаты расчёта выработки электроэнергии с     учётом ППР
Источники покрытия нагрузки
Выработка электроэнергии, млн кВтч

В отопит. период

В неотопит. период

За год

ЭТ

ЭК

ЭS

ЭТ

ЭК

ЭS

ЭТ

ЭК

ЭS

турбина 1

150,644

56,931

207,575

77,574

73,799

151,373

228,218

130,73

358,948

турбина 2

150,644

56,931

207,575

77,574

73,799

151,373

228,218

130,73

358,948

турбина 3

150,644

56,931

207,575

92,422

81,734

174,156

243,066

138,665

381,731

турбина 4

-

338,4

112,8

451,2

-

210,6

70,2

280,8

-

549

183

732

ИТОГО по ТЭЦ

451,932

621,993

1073,925

247,57

510,132

757,702

699,502

1132,125

1831,627

Энергосистема

39,6

140,7

180,3

ВСЕГО

113,525

898,402

2011,927



Таблица 8 – Результаты расчёта по отпуску тепла без учёта ППР
Источники покрытия нагрузки
Отпуск тепла, тыс ГДж/ч

В отопит. период

В неотопит. период

За год
Qотт Qпрт Qт Qотт Qпрт Qт Qотт Qпрт Qт
турбина 1

888,8

1500,86

2389,66

1211,09

412,39

1623,48

2099,89

1913,25

4013,14

турбина 2

888,8

1500,86

2389,66

1211,09

412,39

1623,48

2099,89

1913,25

4013,14

турбина 3

888,8

1500,86

2389,66

1211,09

412,39

1623,48

2099,89

1913,25

4013,14

РОУ

-

-

-

ПВК

-

-

-

ВСЕГО

7168,98

4870,44

12039,42
    продолжение
--PAGE_BREAK--


Таблица 9 – Результаты расчёта по отпуску тепла с учётом ППР
Источники покрытия нагрузки
Отпуск тепла, тыс ГДж/ч

В отопит. период

В неотопит. период

За год
Qотт Qпрт Qт Qотт Qпрт Qт Qотт Qпрт Qт
турбина 1

875,64

1474,04

2349,68

388,36

1044,4

1432,76

1264

2518,44

3782,44

турбина 2

875,64

1474,04

2349,68

388,36

1044,4

1432,76

1264

2518,44

3782,44

турбина 3

875,64

1474,04

2349,68

460,46

1213,69

1674,15

1336,1

2687,73

4023,83

РОУ

80,46

330,78

411,24

ПВК

39,42

-

39,42

ВСЕГО

7168,92

4870,45

12039,37
    продолжение
--PAGE_BREAK--

2          Энергетический баланс ТЭЦ/1/


Энергобаланс электростанции разрабатывается с целью определения основных технико-экономических показателей эксплуатации как станции в целом, так и основных её цехов.
2.1        Показатели турбинного цеха
Для конденсационных турбин расход тепла на выработку электроэнергии, ГДж

Qэ=Qхх*n+qэк*Ээк+qнеэк*Энеэк,

где Qхх=88 – расход тепла на холостой ход, ГДж/ч,

n=(8760-nрем) – число часов работы турбоагрегата в течение года, ч,

q– частичный удельный расход тепла на выработку электроэнергии, ГДж/МВтч,

Э – годовая выработка электроэнергии, МВтч;

турбина №4: Qэ=88*7320+8,05*549000+8,67*183000=6650220,

Для теплофикационных турбин расход тепла на выработку электроэнергии, ГДж

Qэ=Qхх*n+qт*Эт +qк*Эк,

гдеQхх=25,1  – расход тепла на холостой ход, ГДж/ч,

n=(8760-nрем) – число часов работы турбоагрегата в течение года, ч,

qт=3,69, qк=9,09 – частичные удельные расходы тепла на выработку электроэнергии соответственно:по теплофикационному и по конденсационному циклам, ГДж/МВтч,

Эт, Эк – годовая выработка электроэнергии соответственно по:теплофикационному и конденсационному циклам, МВтч;

турбина №1:Qэ=25,1*7872+3,69*228218+9,09*130730=2228047,

турбина №2:Qэ=25,1*7872+3,69*228218+9,09*130730=2228047,

турбина №3:Qэ=25,1*8328+3,69*243066+9,09*138665=2366411.

Общая выработка электроэнергии по электростанции за год, МВтч

Э=549000+183000+2*(228218+130730)+ 243066+138665=1831627.

Суммарный расход тепла на выработку электроэнергии по цеху (без учёта расхода тепла на собственные нужды, ГДж

Qэ=6650220+2*2228047+2366411=13472725.

КПД турбинного цеха брутто, %

<img width=«232» height=«93» src=«ref-1_362908150-788.coolpic» v:shapes="_x0000_i1026">

Расход электроэнергии на собственные нужды турбинного цеха:

а) на циркуляционные насосы, МВтч

<img width=«159» height=«49» src=«ref-1_362908938-478.coolpic» v:shapes="_x0000_i1027">

где <img width=«103» height=«43» src=«ref-1_362909416-354.coolpic» v:shapes="_x0000_i1028"> — количество воды, расходуемой на охлаждение в конденсаторах турбин, т,

где <img width=«123» height=«45» src=«ref-1_362909770-399.coolpic» v:shapes="_x0000_i1029">  — количество тепла в паре, проходящем в конденсатор, ГДж,

где h
ЭМ
=0,97 – электромеханический КПД турбогенератора;

<img width=«285» height=«44» src=«ref-1_362910169-568.coolpic» v:shapes="_x0000_i1030">

m=60 – кратность охлаждения,

k=1,05 – коэффициент, учитывающий расход охлаждающей воды на охладители,

Di=2,2 – разность удельного количества теплоты входящего в конденсатор отработавшего пара и выходящего из него конденсата, ГДж/т,

<img width=«248» height=«44» src=«ref-1_362910737-515.coolpic» v:shapes="_x0000_i1031">

Н=6 – напор, развиваемый циркуляционными насосами(система водоснабжения – прямоточная;насосы установлены в машинном зале), м.вод.ст.,

h
Н
,
h
ЭД– КПД насоса и электродвигателя,

h
Н
*
h
ЭД=0,6;

<img width=«237» height=«47» src=«ref-1_362911252-535.coolpic» v:shapes="_x0000_i1032">

б) на конденсатные насосы, кВтч

Экн=(а*n+b*Эк)*10-3,

где а – расход электроэнергии на час работы турбоагрегата, кВтч,

b– удельный расход на единицу энергии, вырабатываемой турбоагрегатом, кВтч/МВтч;

для турбины №1:Экн1=(30*7872+1*130730)*10-3=366,89,

для турбины №2:Экн2=(30*7872+1*130730)*10-3=366,89,

для турбины №3:Экн3=(30*8328+1*138665)*10-3=388,505,

для турбины №4:Экн4=(70*7320+0,5*732000)*10-3=878,4,

Экн=SЭкнi=2000,685;

Расход электроэнергии на прочие собственные нужды турбинного цеха по укрупнённой среднемесячной норме, МВтч/мес

Эпр=25,

Эпр=25*12=300 МВтч.

Потери в трансформаторах собственных нужд, МВтч

<img width=«219» height=«45» src=«ref-1_362911787-524.coolpic» v:shapes="_x0000_i1033">

где hснтр=0,96 – КПД трансформаторов собственных нужд;

<img width=«304» height=«44» src=«ref-1_362912311-559.coolpic» v:shapes="_x0000_i1034">

КПД нетто турбинного цеха, %

<img width=«183» height=«49» src=«ref-1_362912870-559.coolpic» v:shapes="_x0000_i1035">

где Qснт=0,005*Qэ– расход тепла на собственные нужды турбинного цеха, ГДж

Qснт=0,005*13472725=67364;

<img width=«283» height=«41» src=«ref-1_362913429-642.coolpic» v:shapes="_x0000_i1036">
2.2        Баланс тепла
Баланс тепла составляется для определения его выработки котельным цехом. Он должен суммировать все расходы и потери тепла на электростанции.

Потери и расход тепла на собственные нужды определяются на основании плановых норм.

Потери при отпуске тепла со станции внешним потребителям, ГДж/ч

Qпот=0,05*Qт,

Qпот=0,05*12039,37*103=601969.

Норматив потерь тепла при распределении, характеризующих совершенство тепловой схемы

qраспр=1.

Потери при распределении, ГДж/ч

Qраспр=Qнк-(Qэ+Qт+Qснт+Qпот),

<img width=«446» height=«91» src=«ref-1_362914071-1146.coolpic» hspace=«12» v:shapes="_x0000_s1026">

где
Qраспр=26445887-(13472725+12039370+67364+601969)=

=264459.

Расход тепла на собственные нужды котельного цеха включает в себя:расход тепла на обдувку и расшлаковку, на нефтехозяйство, на отопление топливоподачи и служебных помещений котельного цеха и т.п.

Норматив расхода тепла на собственные нужды котельного цеха

qснк=3.

Расход тепла на собственные нужды котельного цеха, ГДж/ч

Qснк=Qбрк-Qнк,

<img width=«256» height=«88» src=«ref-1_362915217-803.coolpic» hspace=«12» v:shapes="_x0000_s1027">

где
Qснк=27263801-26775887=487914.

Баланс тепла представлен в таблице 10.
Таблица 10
Статьи баланса Условное обозначение
Расход, ГДж

Приход, ГДж

Расход тепла на выработку электроэнергии

Qэ

13472725



Отпуск тепла со станции на нужды отопления и горячего водоснабжения

Qт

Qотт

Qпрт

12039370

3903520

8135850



Расход тепла на

собственные нужды турбинного цеха

Qснт

67364



Потери при отпуске тепла

Qпот

601969



Потери тепла при

Распределении

Qраспр

264459



Итого отпуск тепла котельной

Qнк

26445887



Расход тепла на собственные нужды котельной

Qснк

487914



Всего выработка тепла котельной

Qбрк



27263801
    продолжение
--PAGE_BREAK--


2.3        Показатели котельного цеха
Расход топлива на выработку тепла котельным цехом, т.у.т.

<img width=«124» height=«48» src=«ref-1_362916020-414.coolpic» v:shapes="_x0000_i1037">

где hбрк=89,5 – КПД брутто котельных агрегатов;

<img width=«228» height=«44» src=«ref-1_362916434-485.coolpic» v:shapes="_x0000_i1038">

Расход натурального топлива, т.н.т.

<img width=«105» height=«45» src=«ref-1_362916919-361.coolpic» v:shapes="_x0000_i1039">

где Qнр=3040 — низшая теплота сгорания натурального топлива, ккал/кг /2/;

<img width=«220» height=«41» src=«ref-1_362917280-470.coolpic» v:shapes="_x0000_i1040">

Выработка пара котельным цехом, т

<img width=«125» height=«48» src=«ref-1_362917750-448.coolpic» v:shapes="_x0000_i1041">

где iпп=3478, iпв=901 – теплосодержание соответственно:перегретого пара и питательной воды, кДж/кг;

<img width=«211» height=«44» src=«ref-1_362918198-518.coolpic» v:shapes="_x0000_i1042">
Расход питательной воды котельным цехом, т

Gпв=Дбрк,

Gпв=10,58.

Годовой выход золы, т

<img width=«211» height=«65» src=«ref-1_362918716-524.coolpic» v:shapes="_x0000_i1043">

где qн=2 – процентные потери к весу топлива с механическим недожогом, %,

Ар=15 – зольность рабочей массы топлива, %;

<img width=«283» height=«65» src=«ref-1_362919240-570.coolpic» v:shapes="_x0000_i1044">

Расход электроэнергии на собственные нужды котельного цеха включает в себя:

а) расход электроэнергии на питательные насосы, МВтч

Эпн=апн*Gпв*10-3,

где апн=9 – удельный расход электроэнергии на подачу 1 тонны питательной воды, кВтч/т;

Эпн=9*10,58*10-3=0,095;

б) расход электроэнергии на тягу и дутьё, МВтч

Этд=атд*Дбрк*10-3,

где атд=5 – удельный расход электроэнергии на дымососы и дутьевые вентиляторы, кВтч/т;

Этд=5*10,58*10-3=0,053;

в) расход электроэнергии на топливоподачу, МВтч

Этп=атп*Вн*10-3,

где атп=0,8 – удельный расход электроэнергии на подачу 1 тонны натурального топлива в бункера котельной, кВтч/т;

Этп=0,8*2398909*10-3=1919;

г) расход электроэнергии на топливоприготовление (дробление, помол топлива и транспорт пыли), МВтч

Эдр=адр*Вн*10-3,

Эпт=апт*Вн*10-3,

где адр=2 – удельный расход электроэнергии на дробление топлива, кВтч/т.н.т.,

апт=10 – удельный расход электроэнергии на помол топлива (шахтные мельницы) и транспорт пыли, кВтч/т.н.т.;

Эдр=2*2398909*10-3=4798,

Эпт=10*2398909*10-3=23989;
д) расход электроэнергии на топливоприготовление (дробление, помол топлива и транспорт пыли), МВтч

Эгзу=агзу*З*10-3,

где агзу=7 – удельный расход электроэнергии на удаление золы из котельной на золоотвал (система гидрозолоудаления с багреными насосами), кВтч/т,

Эгзу=7*400618*10-3=2804;

е) расход электроэнергии на прочие собственные нужды котельного цеха определяется с учётом коэффициента a=1,02 от суммы полученных ранее показателей расхода электроэнергии потребителей собственных нужд котельного цеха. Суммарный расход электроэнергии на собственные нужды котельной определяется с учётом КПД трансформаторов собственных нужд, МВтч

Эснкц=(a/hснтр)*(Эпн+Этд+Этп+Эдр+Эпт+Эгзу),

Эснкц=(1,02/0,96)*(0,095+0,053+1919+4798+23989+2804)=35605.

КПД нетто котельной, %

<img width=«207» height=«44» src=«ref-1_362919810-520.coolpic» v:shapes="_x0000_i1045">

где Qснкэ=3,6*Эснкц/hнтц– расход тепла, эквивалентный расходу электроэнергии на собственные нужды котельной, ГДж

Qснкэ=3,6*35605/0,2742=467462;

<img width=«309» height=«41» src=«ref-1_362920330-624.coolpic» v:shapes="_x0000_i1046">
2.4        Показатели теплофикационного отделения
КПД нетто тепловой теплофикационного отделения, %

<img width=«265» height=«88» src=«ref-1_362920954-821.coolpic» v:shapes="_x0000_i1047">

Для определения КПД нетто теплофикационного отделения необходимо определить расход электроэнергии на собственные нужды этого отделения, который включает в себя:

а) расход электроэнергии на сетевые насосы, МВтч

<img width=«157» height=«49» src=«ref-1_362921775-492.coolpic» v:shapes="_x0000_i1048">

где <img width=«111» height=«44» src=«ref-1_362922267-348.coolpic» v:shapes="_x0000_i1049">количество сетевой воды, перекачиваемой насосами за год, т,

где Di=355 – разность удельного количества теплоты прямой и обратной сетевой воды, кДж/кг

<img width=«208» height=«44» src=«ref-1_362922615-445.coolpic» v:shapes="_x0000_i1050">

Н=DНс+DНб+DНп – напор, развиваемый сетевыми насосами, м.вод.ст.,

где DНс=10 – падение напора в прямом и обратном трубопроводах водяной теплофикационной сети, м.вод.ст. на 1 км разветвлённой сети,

DНб=6,7 – падение напора в подогревателях станции, м.вод.ст.,

DНп=5 – падение напора в приёмниках потребителей, м.вод.ст.,

Н=4,5*10+6,7+5=56,7,

hэд, hн– соответственно КПД электродвигателя и насоса, о.е.

hэд*hн=0,6;

<img width=«236» height=«47» src=«ref-1_362923060-518.coolpic» v:shapes="_x0000_i1051">

б) расход электроэнергии на конденсатные насосы подогревателей, МВтч

Эпкн=акн*Gпк,

где <img width=«113» height=«48» src=«ref-1_362923578-393.coolpic» v:shapes="_x0000_i1052">количество конденсата, т,

где iоп=2667 – теплосодержание отборного пара, кДж/кг,

iк=419 – теплосодержание конденсата подогревателей, кДж/кг;

<img width=«220» height=«44» src=«ref-1_362923971-529.coolpic» v:shapes="_x0000_i1053">

акн=2– удельный расход электроэнергии на перекачку 1 тонны конденсата, кВтч/т;

Эпкн=2*5355592*10-3=10711.

Суммарный расход электроэнергии на собственные нужды теплофикационного отделения с учётом КПД трансформаторов собственных нужд, МВтч

Эснто=(a/hснтр)*(Эсн+Эпкн),

где a=1,05 – коэффициент, учитывающий расход электроэнергии на прочие собственные нужды теплофикационного отделения;

Эснто=(1,05/0,96)*(289+10711)=12031.

КПД нетто теплофикационного отделения, %

<img width=«209» height=«49» src=«ref-1_362924500-530.coolpic» v:shapes="_x0000_i1054">

где <img width=«136» height=«49» src=«ref-1_362925030-441.coolpic» v:shapes="_x0000_i1055">расход тепла, эквивалентный расходу электроэнергии на собственные нужды теплофикационного отделения, ГДж

<img width=«200» height=«44» src=«ref-1_362925471-520.coolpic» v:shapes="_x0000_i1056">

<img width=«324» height=«41» src=«ref-1_362925991-628.coolpic» v:shapes="_x0000_i1057">
2.5        Общестанционные показатели
Удельный расход условного топлива на отпущенное тепло в горячей воде, кг у.т./ГДж

<img width=«232» height=«91» src=«ref-1_362926619-780.coolpic» v:shapes="_x0000_i1058">

Удельный расход условного топлива на отпущенное тепло в паре, кг у.т./ГДж

<img width=«243» height=«91» src=«ref-1_362927399-805.coolpic» v:shapes="_x0000_i1059">

Расход условного топлива на отпущенную теплоэнергию в горячей воде, т.у.т.

Воттэ=bотт*Qотт*10-3,

Воттэ=43,1*3903520*10-3=168242.

Расход условного топлива на отпущенную теплоэнергию в паре, т.у.т.

Вптэ=bпрт*Qпрт*10-3,

Вптэ=42,53*8135850*10-3=346018.

Всего годовой расход условного топлива на отпуск тепла, т.у.т.

Втэ= Вптэ+Воттэ,

Втэ=346018+168242=514260.

Расход условного топлива на отпущенную электроэнергию, т.у.т.

Вэ=В–Втэ,

Вэ=1041812–514260=527552.

Суммарный расход электроэнергии на собственные нужды электростанции, МВтч

Эснтэц=Эснтц+Эснкц+Эснто,

Эснтэц=2950+35605+12031=51586.

Распределение расхода электроэнергии собственных нужд, МВтч:

а) на отпущенную теплоэнергию

<img width=«343» height=«91» src=«ref-1_362928204-1036.coolpic» v:shapes="_x0000_i1060">

б) на отпущенную электроэнергию

Эснэ=Эснтэц –Эснтэ,

Эснэ=51586–29050=22536.

Отпуск электроэнергии с шин станции, МВт

Эотп=Э–Эснтэц,

Эотп=1831627–51586=1780041.

Удельный расход условного топлива на отпущенный кВтч, кг/кВтч

bотпэ=Вэ/Эотп,

bотпэ=527552/1780041=0,296.

Относительный расход электроэнергии на собственные нужды по производству и отпуску электроэнергии, %

Ксн=Эснэ*100/Э,

Ксн=22536*100/1831627=1,2.

Удельный расход электроэнергии на отпущенную единицу тепла, кВтч/ГДж

bт=Эснтэ*103/Qт,

bт=29050*103/12039370=2,41.

КПД нетто электростанции по производству электроэнергии, %

hэтэц=0,123*100/bотпэ,

hэтэц=0,123*100/0,296=41,55.

КПД нетто электростанции по производству теплоэнергии, %

hттэц=0,0342*Qт*100/Втэ,

hттэц=0,0342*12039370*100/514260=80,07.


    продолжение
--PAGE_BREAK--