3.Расчет годового отпуска теплоты

ивыработки электроэнергии ТЭС и определение среднегодовых энергетических показателей

3.1.Расчет годового отпуска теплоты и выработки электроэнергии на ТЭС

Годовой отпуск теплоты потребителям различного потенциала рассчитывается в соответствии с графиками тепловых нагрузок ТЭС. В учебном проекте изменение производственной тепловой нагрузки во времени можно не учитывать, считая эту нагрузку неизменной в течение всего года. Эта нагрузка распределяется по работающим агрегатам (с учетом времени ремонтных простоев каждого из них) следующим образом. Сначала загружаются полностью турбины типа «Р». Остающаяся нагрузка обеспечивается производственными отборами работающих турбин типа «ПТ». При заданной нагрузке производственных отборов и определенном (как правило – номинальном) расходе пара на турбину по диаграммам режимов работы турбин [2, 3, 8] определяют их располагаемую отопительную нагрузку и электрическую мощность, которые используют для расчета режимов работы системы водяного теплоснабжения. Режимы аварийного или ремонтного отключения можно специально не рассчитывать, предусмотрев лишь резервирование производственной тепловой нагрузки через РОУ (см. рис. 1).

Отопительная нагрузка (водяной системы теплоснабжения) имеет существенно отличный от равномерного годовой график. Она складывается из нагрузки собственно отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Последняя является круглогодичной, и ее колебания в течение года для расчета режима отпуска теплоты от источника можно не учитывать. Первые две нагрузки являются сезонными, причем изменяются они практически линейно, увеличиваясь при снижении

21

температуры наружного воздуха вплоть до расчетной минимальной температуры tн.о.

В задании на проектирование указаны район размещения ТЭС,

расчетная максимальная отопительная нагрузка Qот, МВт, доля нагрузки

обратной 2 сетевой воды при минимальной расчетной температуре наружного воздуха tн.о.

В ходе проектирования необходимо вначале построить график отопительной нагрузки и график температуры обратной 2 и прямой 1 сетевой воды в зависимости от температуры наружного воздуха. Для этого по справочной литературе [4, 10, § 6.2] находят температуру tн.о, затем, отложив по оси тепловых нагрузок величину Qгв гвQот, проводят

графиках (рис. 2, 3, 4) направлены в сторону уменьшения температуры tн. На рис. 2 график нагрузки отопительной системы в целом изображен жирной ломаной линией. Здесь же по прямой, параллельной оси абсцисс,

(максимальную) нагрузку сетевых подогревателей ТЭЦ с турбинами

При построении графика нужно уточнить (для ТЭЦ с турбинами типа

При расчетной температуре tн.о максимальная нагрузка ПВК составит:

22

располагаемых отопительных нагрузок всех турбин ТЭЦ, которая для турбин типа «Т» принимается равной номинальной, а для турбин типа «ПТ» определяется по диаграмме режимов при номинальном расходе пара в голову, расчетной нагрузке производственного отбора и минимальном пропуске пара в конденсатор.

Для ТЭЦ с турбинами ПТ-25-90/10 и для КЭС постоянной будет оставаться температура 11осп сетевой воды после основного подогревателя в режимах при tн tнотб.н (рис. 2, 3). На рис. 3 эта температура проведена жирной пунктирной линией, в отличие от растущей при убывании tн линии 11 после сетевых подогревателей других теплофикационных турбин. Это определяется постоянством давления, поддерживаемого в магистрали отбора пара на основные подогреватели турбин ПТ-25-90/10, которое целесообразно принять равным для этой турбины Росп 0,12 МПа. Таким образом, максимальная нагрузка ОСП будет достигаться при

1 11осп (рис. 2), а затем она будет уменьшаться прямо пропорционально снижению разности 11осп 2 при уменьшении tн (рис. 2, 3). Расчетную нагрузку ОСП турбины ПТ-25-90/10 целесообразно принять на уровне

формулам (1), (2) аналогично КЭС.

На диаграммах режимов турбин [2, 3, 8] нагрузка отопительных отборов представлена зачастую в единицах массового расхода. Для пересчета в условиях дипломного проекта следует использовать формулу (6), принимая iв iн iосп 2150 кДж/кг (если нет данных

23

по построению процесса расширения в проточной части), а теплоту производственного отбора определять как

Qп Gп iп, кВт,

принимая iп iпсп 2200 кДж/кг.

Расход сетевой воды в произвольном режиме для ТЭС в целом и по отдельным агрегатам определяют как

Расход сетевой воды по отдельным агрегатам и ТЭС в целом остается неизменным в зоне качественного регулирования теплосети

(при tн tнпер ).

Для построения графика, изображенного на рис. 3, задаются температурами 1 и 2 , а также принимают 2min 40 оС. Задают также

24

Qотрасч принимают нагрузку ОСП или отопительных отборов турбин, а 1 и2 определяют по графику (рис. 3) при tн tнотб.н.

Дальнейшее построение графика (рис. 3) проводят следующим образом.

После этого рассчитывают температуру 1min :

теплофикационных турбин при полной загрузке этих подогревателей мощностью 50 МВт и выше проходит эквидистантно (параллельно) линии2 . Затем по полученным данным строится график расходов сетевой воды

(рис. 4).

После построения графиков (рис. 2, 3, 4) дипломники, используя климатические данные близлежащих крупных городов [4, 10, табл. 6.2,

25

6.4], определяют число часов отопительного периода, приходящихся на стандартные температурные интервалы, затем рассчитывают отопительную нагрузку, соответствующую средней температуре воздуха в каждом из этих интервалов, и температуры 2 , 1 и 11 для этой средней

температуры tн.

Для каждого температурного интервала дипломник определяет число параллельно работающих на тепловую нагрузку турбин (в отопительный период обычно работают все турбины) и распределение расхода сетевой воды (пропорционально их тепловой нагрузке) между работающими турбинами.

При работе с неполной загрузкой отопительных отборов следует задавать либо электрическую нагрузку, либо максимальный (номинальный) расход пара на турбину (работа при заданной или максимальной электрической нагрузке), или же обеспечивать минимальную электрическую нагрузку, при полностью закрытых регулирующих диафрагмах ЧНД и уменьшении расходов пара на турбину пропорционально снижению тепловой нагрузки (работа по тепловому графику). Если в последнем случае тепловая нагрузка покрывается при отключении части турбин от сети, этот последний вариант является предпочтительным (особенно в неотопительный период).

26

Рис. 2. График отопительной тепловой нагрузки и его построение

, оC

осп

Рис. 3. График температуры прямой 1и обратной 2 сетевой воды (пунктиром показана температура 11осп после

основного подогревателя турбин КЭС и турбин ПТ-25-90)

27

0

Рис. 4. График расходов сетевой воды

Режимы нагрузки в каждом температурном интервале студенты задают произвольно или консультируясь с преподавателем. При этом необходимо учитывать примерное соотношение стоимости электроэнергии, производимой на ТЭЦ по конденсационному циклу, с одной стороны, и поступающей из энергосистемы для покрытия заданной нагрузки, с другой.

Для увеличения среднегодовой электрической нагрузки турбин ТЭЦ в неотопительный период следует предпочитать их работу по электрическому графику (за исключением турбин, выведенных в ремонт).

Для определения расходов теплоты на каждую турбоустановку по формуле (5) (см. далее) по интервалам температуры tн дипломники рассчитывают расходы пара при заданных тепловых и электрической нагрузках либо электрическую мощность при заданном расходе пара. Для этого они используют либо программы расчета тепловых схем турбоагрегатов (для турбин типов Т-50, Т-110, Т-175), имеющихся в дисплейном классе ЭТФ, либо диаграммы режимов [2, 3, 5, 8]. В приложении приведены диаграммы режимов основных типов турбин ТЭЦ.

28

В качестве примера рассмотрим применение диаграммы для турбины ПТ-25-90/10 (см. приложение 2, рис. 18). Допустим, в результате расчета тепловых нагрузок турбины определен расход пара на ОСП,

диаграмме), проводим под заданным на нижнем квадранте диаграммы углом, обеспечивающим постоянную электрическую нагрузку, линию до пересечения с Gт 40 т/час (точка В). Здесь же можно определить, что максимально возможный отбор Gп составляет 87 т/час (при номинальном расходе Gо 44,4 кг/с). Вертикально вверх проводим линию в верхний квадрант до пересечения с кривой Gп 50 т/час (точка С). Затем горизонтальная прямая позволяет определить фактический расход пара на турбину Gо 133 т/час = 36,94 кг/с (точка Д) и температуру питательной воды tпв 210 оС (точка Е). Если температура питательной воды из диаграммы режимов не определяется, ее можно оценить, исходя из снижения температуры насыщения в 1 отборе турбины на регенерацию (давление снижается прямо пропорционально уменьшению расхода пара по сравнению с номинальным расходом на турбину) или, более грубо, расход теплоты на турбоустановку рассчитывать по уравнению энергетической характеристики турбины.

Для расчета годового отпуска теплоты и выработки электроэнергии полученные результаты в температурных интервалах (произведение нагрузки в интервале на число часов работы) суммируют по каждому из агрегатов, а также для ПВК и РОУ, а затем находят соответствующую величину для всей ТЭС путем суммирования годовых значений этих величин для всех агрегатов ТЭС. При этом учитывают, что

29

в неотопительный период турбоагрегаты совместно с котлами поочередно выводятся в соответствии с ремонтными циклами.

Расчет производят как по нагрузкам, так и по затратам теплоты топлива в одних и тех же энергетических единицах, а именно – в мегаваттчасах. Это необходимо, чтобы исключить ошибки, связанные с переводом величин, относящихся к затратам и отпуску энергии, из одних величин в другие (например, из мегаватт-часов в гигакалории или в тонны условного топлива).

Для конденсационных энергоблоков определение годового отпуска теплоты и выработки электроэнергии существенно упрощается по сравнению с ТЭЦ. Допускают, что электроэнергия вырабатывается однотипными агрегатами, каждый из которых работает с постоянным средним за время работы (за вычетом ремонтных и иных простоев) расходом пара на турбину и обеспечивает выработку некоторой средней в течение года электрической мощности Nэ. Годовая выработка электроэнергии при этом составляет

W Nэ р, кВт·час, где р – число часов работы в году.

Естественно, что фактическая мощность Nэ будет меньше, чем мощность на чисто конденсационном режиме Nэ, которая и может использоваться для определения расхода теплоты на турбоустановку Qту

(см. приложение 1),

Nэ Nэ Nэ, кВт,

где Nэ – недовыработка электрической мощности конденсационной турбины в условном среднегодовом режиме при работе по графику тепловой нагрузки при заданном среднегодовом расходе Gо.

30

Величину Nэ определяют как

Nэ Nэ1 Nэ2 , кВт,

где Nэ1 – среднегодовая недовыработка электрической мощности за счет работы основных подогревателей (ОСП);

Nэ2 – среднегодовая недовыработка за счет отбора пара на пиковые сетевые подогреватели (ПСП).

Величина недовыработки мощности за счет любого из этих подогревателей Nэj равна

Величину G j можно определить как

G j Qотj , кг/с,

i j

где Qотj – средняя за время p нагрузка j-го подогревателя (ПСП или

ОСП), кВт;

i j – разность энтальпий греющего пара и дренажа j-го

подогревателя (по данным расчетного режима, считая энтальпию дренажа равной энтальпии насыщения в подогревателе или приняв i j 2150

кДж/кг).

31