По характеристикам установленного на тэс оборудования рассчитывается что

12.09.202212.09.2022 admin 0 Comments

По характеристикам установленного на тэс оборудования рассчитывается что

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО СОСТАВЛЕНИЮ И СОДЕРЖАНИЮ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК
ОБОРУДОВАНИЯ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Срок действия с 01.12.93
до 01.12.98*

_________________________
* Действие продлено без ограничения срока.
Измененная редакция, Изм. N 1

РАЗРАБОТАНО фирмой по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС

ИСПОЛНИТЕЛИ Н.Л.Астахов, В.Ф.Калинов, М.С.Молоканов

УТВЕРЖДЕНО Министерством топлива и энергетики России 22.09.93 г.

Первый заместитель министра В.Н.Костюнин

ВНЕСЕНО Изменение N 1, утвержденное Министерством топлива и энергетики Российский Федерации 21.07.99 г.

Изменение N 1 внесено изготовителем базы данных по тексту официального издания

Методические указания устанавливают содержание энергетических характеристик в зависимости от вида и типа оборудования, режима работы и условий его эксплуатации, перечень технико-экономических показателей, определяют характер их зависимости от нагрузки агрегатов и других параметров, устанавливают условия построения характеристик и порядок введения поправок на изменение этих условий.

Методические указания предназначены для работников электростанций, энергообъединений и наладочных организаций, разрабатывающих и пересматривающих энергетические характеристики оборудования.

1. ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

Включает в себя систему поправок к отдельным показателям на изменение значений внешних факторов.

Отражает реально достижимую экономичность работы освоенного оборудования при указанных выше условиях.

2. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

2.2. Технической базой нормирования являются энергетические характеристики котлов и турбоагрегатов и исходно-номинальные расходы электроэнергии и тепла на подгрупповые (общегрупповые, общестанционные) механизмы, аппараты и установки собственных производственных нужд.

2.3. Нормирование технико-экономических показателей работы группы оборудования должно быть объективным, т.е. учитывать состав и режим работы оборудования, условия водо- и теплоснабжения, климатические условия, схему отпуска электроэнергии и тепла, требования надежности, безопасности, охраны окружающей среды, ирригации и рыбоводства.

2.4. Энергетические характеристики составляются для каждой подгруппы оборудования электростанции.

3. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ЭНЕРГЕТИЧЕСКИМ ХАРАКТЕРИСТИКАМ ОБОРУДОВАНИЯ

3.1. Состав энергетических характеристик подгруппы оборудования

3.1.1. Энергетические характеристики подгруппы оборудования включают в себя:

энергетические характеристики котлов;

энергетические характеристики турбоагрегатов;

зависимости затрат мощности, электроэнергии и тепла на собственные нужды подгруппы оборудования;

зависимости технологических потерь тепла, связанных с его отпуском;

3.1.2. Энергетические характеристики котлов и турбоагрегатов представляются в виде графических и аналитических зависимостей основных и промежуточных показателей их работы, а также затрат мощности, абсолютных, часовых, удельных расходов электроэнергии и тепла на индивидуальные механизмы собственных нужд от часовой тепло- и паропроизводительности, электрической мощности и часового отпуска тепла из регулируемых отборов пара (противодавления).

Энергетические характеристики котлов и турбоагрегатов разрабатываются для определенных условий и значений внешних факторов, содержат поправки к основным и промежуточным показателям на изменение значений этих факторов.

3.1.3. Затраты мощности электроэнергии и тепла (удельные расходы электроэнергии и тепла) на собственные нужды подгруппы оборудования представляются в виде графических и аналитических зависимостей от производительности, часового расхода среды, топлива на отдельные механизмы и установки, от температуры наружного воздуха и других параметров.

3.1.4. Технологические потери тепла, связанные с его отпуском внешним потребителям (коэффициент потерь), представляются в виде их графических зависимостей от температуры наружного воздуха и состава работающего оборудования в схемах пара и сетевой воды от источников тепла до точек измерения отпуска его внешним потребителям, состава работающего оборудования.

3.1.5. Аналитические зависимости, таблицы с необходимыми расчетами отдельных показателей, описанием оборудования и условий эксплуатации даются в пояснительной записке.

3.1.6. Исходя из особенностей конструкции оборудования, условий его работы, удобства пользования характеристиками зависимости основных и промежуточных показателей работы оборудования и поправок к ним могут быть приведены от иных, нежели указанных в настоящих Методических указаниях, показателей и параметров.

3.2. Требования к исходным документам, учет состояния оборудования при составлении энергетических характеристик

Возможность использования результатов испытаний для составления энергетических характеристик оборудования определяется специалистами фирмы ОРГРЭС.

3.2.2. При отсутствии результатов испытаний составляются временные энергетические характеристики на основе расчетных и проектных данных заводов-изготовителей с учетом имеющегося опыта эксплуатации оборудования.

3.2.3. Значения основных и промежуточных показателей энергетических характеристик устанавливаются с учетом:

3.2.3.1. Допуска на эксплуатационные условия.

3.2.3.2. Старения оборудования.

3.2.3.3. Отличия технических характеристик, тепловых схем, значений отдельных параметров и внешних факторов конкретного оборудования от принятых в исходных материалах.

3.2.3.4. Экономической эффективности осуществленных мероприятий по реконструкции и модернизации оборудования.

3.2.3.5. Точности исходных материалов, на основе которых разрабатываются энергетические характеристики оборудования.

3.2.3.6. Неустранимых дефектов проекта, изготовления и монтажа оборудования.

3.2.4. Значения удельного расхода тепла на выработанную электроэнергию турбоагрегатом <кДж/(кВт·ч) [ккал/(кВт·ч)]>и КПД брутто котла (%) с учетом влияния факторов, указанных в п.3.2.3, рассчитываются по формулам

; (1)

, (2)

, — изменение удельного расхода тепла на выработку электроэнергии турбоагрегатом (%) и КПД брутто котла (% абс.) вследствие износа оборудования;

— изменение удельного расхода тепла на выработку электроэнергии турбоагрегатом (%) и КПД брутто котла (% абс.) вследствие влияния факторов, указанных в пп.3.2.3.3-3.2.3.6;

— относительный прирост расхода тепла на выработку электроэнергии, ГДж/(МВт·ч) [Гкал/(МВт·ч)]; для турбоагрегатов с регулируемыми отборами пара значение в диапазоне изменения электрической мощности (МВт) от до определяется с использованием зависимостей (см. пп.4.5.3.3, 4.5.4.4 и 4.5.5.3) по выражению

, (2а)

3.2.5. Значение коэффициента, учитывающего точность исходного материала, устанавливается в пределах, указанных в приложении 1, а значения допусков на эксплуатационные условия принимаются в соответствии с приложением 2.

3.2.4, 3.2.5. (Измененная редакция, Изм. N 1).

3.2.6. Влияние на экономичность ресурса времени, отработанного турбоагрегатом (%) и котлом (% абс.), определяется по формулам

, (3)

, (4)

Источник

Характеристики основного оборудования ТЭС

На показатели работы ТЭС влияют в основном эксплуатационные характеристики парогенераторов (ПГ), турбогенераторов (ТГ), а также вспомогательного оборудования, относящегося к собственным нуждам. Каждый агрегат характеризуется КПД и расходными характеристиками, определяющими зависимость первичного энергоресурса ЭР от производительности П.

Наиболее важными характеристиками оборудования являются:

удельный расход , определяемый геометрически секущей, и относительный прирост

, определяемый касательной.

Расходные характеристики оборудования ТЭС могут иметь более сложный характер за счет разрывов, не монотонного изменения наклона и т.п.

Рассмотрим подробнее характеристики ПГ и ТГ.

а) Парогенератор (котел).

Парогенераторы мощных ТЭС бывают 2-х типов: барабанные и прямоточные. Их расходные характеристики представляются обычно либо как зависимости B(Q), либо – B(D). Здесь Q – тепло (в [Гкал] или в [ГДж]), D – расход в тоннах стандартного пара ([т п./час]).

Для построения характеристик обычно используется зависимость КПД h(Q). Для каждой k-ой точки характеристики B(Q) считается на входе котла и затем пересчитывается на условное топливо с теплотой сгорания 7 Гкал/т т у.т./ч.

Таким образом, по расчетным точкам путем сглаживания строится B(Q). ХОП котла можно построить методом конечных приращений

Однако лучшую точность дает расчет по методу обратного баланса. Заключается он в следующем:

– задается характеристика h(Q) в виде кривой или таблицы;

– в каждой точке прирост рассматривается как производная от тепловой энергии на входе, определяемой с потерями

;

– по точкам рассчитываются и кривая сглаживается ;

– производная потерь определяется через конечные приращения (рис.1.19) и затем считается

т у.т./Гкал*ч.

Характеристика строится в рабочем диапазоне нагрузки котла:

где минимальная нагрузка определяется устойчивостью горения факела.

Расходные характеристики меняются в процессе эксплуатации из-за старения и снижения КПД.

б) ТГ – турбогенератор.

В энергетике широко используются конденсационные турбины. Расходная характеристика такого ТГ представляет из себя зависимость Q(P).

Для ТГ завод-изготовитель определяет характеристику, заданную аналитически (рис.1.20)

где ;

– относительный прирост расхода тепла.

Характеристика задается в рабочем диапазоне от P_min до P_H, причем .

На ТЭЦ находят применение турбины с противодавлением типа РТ,. которые могут использоваться для связи сборных коллекторов пара разных давлений при р₂/р₁ » 0,1 ¸ 0,5 (рис. 1.21). У подобных турбин характеристики приростов убывающие. ТГ с противодавлением используются редко.

На ТЭЦ широко используются турбины с отборами пара. Отборы делят на два вида: теплофикационные – Т и промышленные – П. Турбины с отборами имеют более сложные характеристики, которые зависят от величины отбора (рис.1 22).

При работе ТГ с большими отборами пара электрическая мощность может ограничиваться пропускной способностью

Для турбин типа ПТ с двумя отборами строится еще более сложная диаграмма расхода.

Характеристики блоков

Рассмотрим упрощенную схему основных потоков энергии в блоке

Полагаем, что известны следующие расходные характеристики:B(Q_K), Q_т(P), Q_CH(P), P_CH(P). При этом часовые расходы на собственные нужды отнесены на выработку электроэнергии.

При построении ХОП блока различают удельный прирост расхода топлива брутто и нетто .

Прирост брутто относят к полной выработке

где – относительный прирост расхода тепла на собственные нужды.

Прирост нетто относят к полезно отпущенной выработке

так как. ,

где – относительный прирост расхода электроэнергии на собственные нужды.

Для приблизительного расчета можно не учитывать собственные нужды. Тогда: .

Для примера на рис 1.24 показана ХОП блока 200 МВт.

Корректировка ХОП в процессе эксплуатации требует учета всевозможных факторов, влияющих на КПД основного оборудования блока, изменения внешних условий, таких как температура наружного воздуха, температура циркуляционной воды, изменение характеристик топлива и т.п.

Маневренные свойства блока

КЭС участвуют в регулировании частоты и перетоков мощности в системе, что требует иногда быстрого изменения их мощности. При этом различают нагрузочный диапазон P_min £ P £ P_max и регулировочный диапазон, в котором нагрузка может меняться автоматически без изменения состава вспомогательного оборудования (числа горелок, питательных насосов и т.д.).

Сброс нагрузки производится быстро, а подъем – медленно по несколько процентов в минуту, особенно при включении блока после простоя. Время пуска из холодного состояния определяется плавным подъемом температуры в элементах конструкции турбины и котла, например, в барабане котла на 2,5…3,0 °С/мин, и может достигать нескольких часов, а для мощных блоков и более 10 часов. Контроль за состоянием, например, турбины при пуске осуществляется по приборам, фиксирующим относительное удлинение и осевой сдвиг ротора; разность температур между верхом и низом цилиндров, по ширине фланцев, между фланцами и шпильками; искривление вала и вибрацию; тепловое расширение паропроводов и корпуса турбины и т. п.

При плановых простоях в часы снижения потребления продолжительность пуска зависит и определяется временем простоя блока. Пуск сопровождается дополнительными пусковыми расходами топлива, которые также зависят от длительности простоя, и от номинальной мощности блока, определяющей его массогабаритные показатели. При пуске из холодного состояния мощного пылеугольного блока они могут достигать нескольких сотен тонн.

Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим.

Источник

1. ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

Включает в себя систему поправок к отдельным показателям на изменение значений внешних факторов.

Отражает реально достижимую экономичность работы освоенного оборудования при указанных выше условиях.

2. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

2.4. Энергетические характеристики составляются для каждой подгруппы оборудования электростанции.

3. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ЭНЭРГЕТИЧЕСКИМ ХАРАКТЕРИСТИКАМ ОБОРУДОВАНИЯ

3.1. Состав энергетических характеристик подгруппы оборудования

3.1.1. Энергетические характеристики подгруппы оборудования включают в себя:

энергетические характеристики котлов;

энергетические характеристики турбоагрегатов;

зависимости затрат мощности, электроэнергии и тепла на собственные нужды подгруппы оборудования;

зависимости технологических потерь тепла, связанных с его отпуском;

3.2. Требования к исходным документам, учет состояния оборудования при составлении энергетических характеристик

3.2.3. Значения основных и промежуточных показателей энергетических характеристик устанавливаются с учетом:

3.2.3.1. Допуска на эксплуатационные условия.

3.2.3.2. Старения оборудования.

3.2.3.6. Неустранимых дефектов проекта, изготовления и монтажа оборудования.

3.2.4. Значения удельного расхода тепла на выработанную электроэнергию турбоагрегатом q _т <кДж/(кВт·ч)[ккал/(кВт·ч)]>и КПД брутто котла (%) с учетом влияния факторов, указанных в п. 3.2.3, рассчитываются по формулам

где — начальные для пересчета значения основных показателей, соответственно кДж/(кВт·ч) [ккал/(кВт·ч)] и %;

— допуски на эксплуатационные условия, %;

— изменение удельного расхода тепла на выработку электроэнергии турбоагрегатом (%) и КПД брутто котла (% абс.) вследствие износа оборудования;

3.2.6. Влияние на экономичность ресурса времени, отработанного турбоагрегатом α_т,рес (%) и котлом (% абс), определяется по формулам

— продолжительность работы котла и турбоагрегата, учитываемая при определении влияния старения на их экономичность, ч, рассчитывается по формулам:

При сжигании нескольких видов топлива значение коэффициента износа определяется пропорционально их долям, при этом если несколько видов топлива сжигаются совместно, то коэффициент износа оборудования принимается для того вида топлива, износ при сжигании которого максимальный.

Для пиковых водогрейных котлов поправка, учитывающая влияние ресурса времени на их экономичность, не вводится.

При наличии на ТЭС нескольких однотипных агрегатов для них может быть составлена одна энергетическая характеристика для средней продолжительности работы с начала эксплуатации или с момента проведения испытаний.

3.2.7. Коэффициент, учитывающий точность исходного материала, применяется:

3.2.8. Коэффициент, учитывающий неустранимые дефекты проекта, изготовления и монтажа оборудования, применяется в исключительных случаях при детальном обосновании. В необходимых случаях должны быть представлены документы заводов-изготовителей и Минэнерго РФ. Максимальное его значение не должно превышать указанного в справочном приложении 1.

3.2.9. Значения промежуточных показателей с учетом всех изменений устанавливаются на основе детального анализа причин отклонений их фактических значений от принятых за исходные. При этом суммарное влияние изменений промежуточных показателей должно быть не больше разности значений удельного расхода тепла брутто на турбоагрегат и КПД брутто котла в разрабатываемых и исходных документах.

где — часовой расход пара на входе в промежуточный пароперегреватель, т/ч;

— суммарная внутренняя мощность турбоприводов механизмов собственных нужд, питающихся паром от турбоагрегата, МВт;

— часовой расход пара промежуточного перегрева, т/ч;

— энтальпия пара соответственно до и после промежуточного перегрева (за ЦВД и перед ЦСД), кДж/кг(ккал/кг);

— энтальпия соответственно свежего пара и питательной воды, кДж/кг(ккал/кг);

— суммарный часовой расход тепла из регулируемых и нерегулируемых (сверх нужд регенерации) отборов и противодавления турбоагрегата, ГДж/ч(Гкал/ч).

Кроме формул (8) и (9) могут быть использованы также формулы

( 10)

( 11)

где — начальные (до пересчета) значения соответственно часовых расходов тепла и свежего пара на турбоагрегат.

Формулы (8), (9), (10), (11) действительны при условии равенства часовых расходов питательной воды через ПВД и свежего пара.

Для линий максимальных граничных режимов при неизменных (максимальных) значениях часового расхода свежего пара (тепла) новые значения мощности N _т (МВт) определяются по формуле

( 12)

Для теплофикационных турбоагрегатов с противодавлением или с конденсатором при работе в режиме с полным использованием тепла отработавшего пара при одном и том же исходном значении часовых расходов тепла из регулируемых отборов и противодавления новое значение электрической мощности определяется по формуле (12).

3.2.11. Корректировка значений удельной выработки электроэнергии по теплофикационному циклу производится при неизменных значениях часового расхода свежего пара по формуле, аналогичной формуле (12), в которую вместо значений мощности подставляются значения удельной выработки.

При определении новых значений показателей по пп. 3.2.9 и 3.2.10 влияние старения для турбоагрегатов всех типов рассчитывается по формуле (3) с коэффициентом износа, равным 0,0085.

4. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТУРБОАГРЕГАТОВ

4.1. Определение удельного расхода тепла на выработку электроэнергии

Удельный расход тепла турбоагрегатом на выработку электроэнергии q _т <кДж/(кВт·ч)[ккал/(кВт·ч)]>определяется по формуле

( 13)

где — часовой расход тепла на выработку электроэнергии, ГДж/ч(Гкал/ч);

— часовой расход тепла из регулируемых и нерегулируемых (сверх нужд регенерации) отборов турбоагрегата для обеспечения внешних потребителей, собственных и хозяйственных нужд, кроме турбоприводов механизмов собственных нужд, ГДж/ч(Гкал/ч).

Для турбоагрегатов энергоблоков, имеющих турбоприводы механизмов собственных нужд (питательных насосов, воздуходувок и т.п.), работающих на паре отборов, удельный расход тепла на выработку электроэнергии q _т <кДж/(кВт·ч)[ккал/(кВт·ч)]>рассчитывается по формуле

( 14)

где — часовой расход тепла на выработку электроэнергии и на турбоприводы механизмов собственных нужд, ГДж/ч(Гкал/ч);

— суммарная внутренняя мощность турбоприводов механизмов, МВт.

Часовой расход тепла на турбоприводы рассчитывается по формуле

( 15)

Часовой расход тепла на турбоагрегат при равенстве часовых расходов свежего пара и питательной воды рассчитывается по формуле

( 16)

Для конденсационных турбоагрегатов при отсутствии расхода тепла из нерегулируемых отборов сверх нужд регенерации или .

4.2. Условия построения энергетических характеристик турбоагрегатов

4.2.1. Расчет показателей энергетических характеристик турбоагрегатов производится для фиксированных условий, которые представляются в виде принципиальной тепловой схемы, листа с условиями построения, графических зависимостей некоторых внешних факторов и параметров и текста в пояснительной записке.

4.2.2. Принципиальная тепловая схема (в дальнейшем тепловая схема) турбоагрегата должна соответствовать условиям его работы. В зависимости от типа турбоагрегата и условий эксплуатации она должна графически отражать особенности схемы регенерации, влияющие на экономичность работы турбоагрегата, в том числе схемы подачи пара на уплотнения, отсоса паровоздушной смеси из конденсатора, использования питательной воды и конденсата для впрыска в топку котла, нагрева холодного воздуха (охлаждения дымовых газов), регулирования впрыском температуры пара после промежуточного перегрева и т.п., отпуска тепла внешним потребителям и на собственные нужды с указанием места ввода возвращаемого конденсата пара и его энтальпии и т.п.

Особенности питания паром деаэраторов, использования выпара деаэраторов и расширителей продувки котлов, отпуска тепла от турбоагрегатов потребителям указываются графически на схемах, приведенных в пояснительной записке.

4.2.3. На листе с условиями построения приводятся:

4.2.3.1. Значения всех внешних факторов и параметров, при которых построены энергетические характеристики. Если значение какого-либо внешнего фактора или параметра характеризуется зависимостью, то указывается номер ее графика, входящего в состав характеристик.

Значения внешних факторов и, параметров должны отражать особенности технологического процесса, связанные с отпуском электроэнергии и тепла, технического водоснабжения, схем водоподготовки и восполнения потерь пара, конденсата и питательной воды, требования надежности работы оборудования, безопасности, охраны труда и санитарии, охраны окружающей среды, ирригации и рыбоводства.

4.2.3.2. Формулы расчета часового отпуска тепла из регулируемых и нерегулируемых (сверх нужд регенерации) отборов и противодавления.

4.2.3.3. Режимы работы турбоагрегата.

4.2.4. К условиям построения энергетических характеристик турбоагрегатов в общем случае относятся значения следующих факторов и параметров:

4.2.4.1. Давления р₀ [Мпа(кгс/см 2 )] и температуры t ₀ (°С) свежего пара перед турбоагрегатом.

4.2.4.2. Температуры пара после промежуточного перегрева (°С).

4.2.4.3. Давления отработавшего пара в конденсаторе р₂ [мПа(кгс/см 2 )] или часового расхода охлаждающей воды (м 3 /ч) и ее температуры на входе в конденсатор t _в₁ (° C ).

4.2.4.4. Абсолютный ∆р_пп [МПа(кгс/см 2 )] и относительной ∆р_пп/р’_цсд потери давления в тракте промежуточного перегрева пара.

4.2.4.5. Давления пара в деаэраторе.

4.2.4.6. Нагрева (повышения энтальпии) питательной воды в питательных насосах ∆ i _пн [кДж/кг(ккал/кг)].

4.2.4.7. Соотношений между часовыми расходами свежего пара и питательной воды.

4.2.4.8. Коэффициента мощности cosφ с указанием типа генератора.

4.2.4.10. Энтальпии исходной воды, направляемой на водоподготовительную установку для восполнения потерь пара, конденсата, сетевой воды, i _исх [кДж/кг(ккал/кг)].

4.2.4.11. Часового расхода пара (т/ч), внутренней мощности (МВт) и давления отработавшего пара [кПа(кгс/см 2 )] (в зависимости от электрической мощности турбоагрегата или часового расхода свежего пара на него) каждого из турбоприводов механизмов собственных; нужд энергоблока, потребляющего пар из отборов турбоагрегата (справочное приложение 3).

4.2.4.12. Продолжительности работы с начала эксплуатации до момента проведения испытаний (ч) (если энергетическая характеристика составлена на основе результатов испытаний) и до момента составления энергетических характеристик (ч).

4.2.4.13. Допуска на эксплуатационные условия (%).

4.2.4.14. Изменения экономичности работы турбоагрегата за счет старения (%).

4.2.4.16. Давления пара в камере регулируемого производственного отбора р_т (МПа(кгс/см 2 )].

4.2.4.17. Давления пара в камере регулируемого отопительного отбора р_т (МПа(кгс/см 2 )].

4.2.4.18. Давления отработавшего пара для турбоагрегатов с противодавлением и турбоагрегатов с регулируемыми отборами при работе в режиме с полным использованием тепла отработавшего пара (температуры обратной сетевой воды при ее подогреве в конденсаторе или встроенном пучке).

4.2.4.19. Температуры сетевой воды перед подогревателями сетевой воды t ‘_псв₁ (нагрева ее в подогревателях ∆ t _псв (°С) при двухступенчатом подогреве.

4.2.4.20. Соотношения между часовыми расходами пара из отборов турбоагрегата к потребителям и возвращаемого конденсата.

4.2.4.21. Других внешних факторов, присущих условиям работы оборудования конкретной электростанции и влияющих на экономичность работы турбоагрегата.

4.2.6. Графические зависимости основных и промежуточных показателей в энергетических характеристиках турбоагрегата должны быть построены для всего рабочего диапазона нагрузок и возможных режимов работы.

4.2.7. Энергетические характеристики турбоагрегата определяются при условии равенства часовых расходов свежего пара и питательной воды, а также пара из отборов турбоагрегата к потребителям и возвращаемого конденсата.

4.3. Поправки к основным и промежуточным показателям на влияние внешних факторов

4.3.1. Энергетические характеристики турбоагрегата должны содержать поправки к основным и промежуточным показателям в виде аналитических или графических зависимостей от значений (или изменений) внешних факторов, параметров, показателей.

4.3.3. В общем случае поправки к основным показателям турбоагрегата приводятся на отклонение значений следующих внешних факторов:

4.3.3.2. Давления обработавшего пара турбоагрегата в конденсаторе, или температуры и часового расхода охлаждающей воды через конденсатор.

4.3.3.3. Соотношения часового расхода питательной: воды и часового расхода свежего пара.

4.3.3.4. Расхода питательной воды, подаваемой на впрыск в промежуточный пароперегреватель.

4.3.3.5. Отпуска (подвода) тепла из нерегулируемых отборов сверх нужд собственной регенерации.

4.3.3.6. Отпуска тепла из конденсатора турбоагрегата.

4.3.3.7. Давления отработавшего пара для каждого турбопривода механизмов собственных нужд энергоблока.

4.3.3.8. Старения оборудования при продолжительности работы турбоагрегата с начала эксплуатации сверх указанной в условиях построения характеристики.

4.3.3.9. Количество пусков турбоагрегата, произведенных в соответствии с диспетчерским графиком нагрузки из различных тепловых состояний.

4.3.3.10. Давления в камере регулируемого производственного отбора турбоагрегата.

4.3.3.11. Давления в камере регулируемого отопительного отбора турбоагрегата.

4.3.3.12. Температуры сетевой воды на входе в ее подогреватели (нагрева сетевой воды в подогревателях) при двухступенчатом подогреве.

4.3.3.13 (Измененная редакция, Изм. № 1).

4.3.3.14. Давления отработавшего пара для турбоагрегатов с противодавлением и турбоагрегатов с конденсаторами при работе в режиме с полным использованием его тепла (температуры обратной сетевой воды при ее нагреве в конденсаторе или встроенном пучке).

4.3.3.15. Других внешних факторов, присущих условиям работы конкретного оборудования и влияющих на экономичность работы турбоагрегата.

4.3.5. Для обеспечения возможности проведения анализа показателей работы турбоагрегатов и определения резервов их тепловой экономичности должны быть приведены поправки на изменение:

давления и температуры свежего пара;

потери давления в тракте промежуточного перегрева и температуры пара после него;

температуры питательной воды;

места ввода в тепловую схему турбоагрегата конденсата пара регулируемого отбора.

4.3.6. Поправки к основным показателям могут быть представлены в виде графических зависимостей изменения значения этих показателей как в абсолютных <ГДж/ч(Гкал/ч), кДж/(кВт·ч), [ккал/кВт·ч)], т/ч, кВт, МВт>, так и в относительных (%) единицах от часового расхода свежего пара, мощности турбоагрегата или других показателей в рабочем диапазоне их значений.

4.3.7. Расчет поправок для турбоагрегатов, не имеющих типовых энергетических характеристик, производится в соответствии с «Методикой расчета поправок к мощности, расходу свежего пара и удельному расходу теплоты на отклонение параметров и условий от номинальных для турбоагрегатов с регулируемыми отборами пара: МТ 34-70-027-86» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1987) и «Методическими указаниями по расчету поправок к расходу тепла турбоагрегатами» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1981).

4.3.8. Знак поправки должен соответствовать переходу от фиксированного значения фактора к его измененному значению.

4.3.9. Для конденсационных и теплофикационных турбоагрегатов при работе в конденсационном режиме поправки к удельному расходу тепла представляются в виде графической зависимости изменения его от мощности (часового расхода свежего пара).

Для турбоагрегатов только с производственным или отопительным отборами поправки к удельному расходу тепла и мощности представляются как зависимости от часового расхода свежего пара для различных значений часового отпуска тепла соответственно из производственного или отопительного отборов от нулевого до максимального.

Для турбоагрегатов с производственным и отопительными отборами поправки на отклонение температуры свежего пара приводятся к часовому расходу тепла на выработку электроэнергии и мощности в зависимости от часового расхода свежего пара для различных значений часового отпуска тепла из указанных регулируемых отборов от нулевого до максимального.

4.3.10. Поправка к мощности на изменение давления отработавшего пара в конденсаторе приводится для всех турбоагрегатов конденсационных и теплофикационных с конденсационной установкой в виде графической зависимости изменения мощности от отклонения давления в конденсаторе, для различных значений часового расхода пара на входе в ЧНД или отработавшего пара (см. рис. П4.4).

Приводятся поправки на отклонение давления отработавшего пара или часового расхода охлаждающей воды через конденсатор и ее температуры для различных значений мощности турбоагрегатов (часовых расходов отработавшего пара в конденсатор) (см. рис. П4.5, П4.6):

4.3.10.1. К удельному расходу тепла на турбоагрегаты конденсационные и теплофикационные, работавшие в конденсационном режиме.

4.3.10.2. К часовому расходу тепла на производство электроэнергии для теплофикационных турбоагрегатов с конденсационной установкой, при работе с регулируемыми отборами пара.

4.3.11. Поправка на отличие значений часового расхода питательной воды и свежего пара приводится для их соотношений, составляющих соответственно 1,1 и 0,9 (см. рис. П4.7). В зависимости от условий работы конкретного турбоагрегата указанные соотношения могут быть приняты другими.

Указанная поправка приводится:

4.3.11.1. К удельному расходу тепла на турбоагрегаты конденсационные и теплофикационные при работе в конденсационном режиме в зависимости от мощности (часового расхода свежего пара).

4.3.11.2. К удельному расходу тепла на турбоагрегат и мощности в зависимости от часового расхода свежего пара для теплофикационных турбоагрегатов с производственным или отопительными отборами.

4.3.11.3. К удельному расходу тепла на турбоагрегат и мощности в зависимости от часового расхода свежего пара для турбоагрегатов с производственным и отопительными отборами, причем поправка к удельному расходу тепла представляется для различных значений часового отпуска тепла из производственного отбора.

4.3.11.4. К мощности турбоагрегатов с противодавлением в зависимости от часового отпуска тепла из противодавления для различных значений давления пара в нем.

4.3.12. Поправка на впрыск питательной воды для регулирования температуры пара после промежуточного перегрева (см. рис. П4.8) представляется в виде графической зависимости изменения часового расхода тепла на выработку электроэнергии от относительного расхода питательной воды на впрыск. К ней прилагается график зависимости номинального значения расхода питательной воды на впрыск в промежуточный пароперегреватель от часового расхода свежего пара на турбоагрегат (см. рис. П4.9).

Расчет поправок производится в соответствии с «Методическими указаниями по расчету поправок к расходу тепла турбоагрегатами» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1981).

4.3.14. Поправка к удельному расходу тепла на выработку электроэнергии <[кДж/(кВт·ч)[ккал/(кВт·ч)]>, на отпуск тепла из конденсатора с водой, подаваемой на водоподготовительную установку или другому потребителю, определяется по формуле

где — часовой отпуск тепла из конденсатора, Дж/ч(Гкал/ч).

4.3.15. Поправка на отклонение давления отработавшего пара каждого турбопривода механизмов собственных нужд котла и турбоагрегата дается к часовому расходу тепла на выработку электроэнергии в зависимости от часового расхода свежего пара на турбоагрегат при различных значениях давления отработавшего пара.

Если турбопривод имеет собственный конденсатор, то поправка может быть построена в зависимости от температуры охлаждающей воды, если значение последней принято в качестве условия построения энергетических характеристик турбоагрегата.

4.3.16. Поправки к удельному расходу тепла на старение оборудования определяются в соответствии с п. 3.2.6 по формуле (3). Поправка к нормативной мощности рассчитывается аналогично.

4.3.17. Поправки на пуски турбоагрегата даются в виде пусковых потерь тепла и электроэнергии, связанных с турбоагрегатом технологически и отнесенных соответственно к расходу тепла на выработку электроэнергии и расходу тепла и электроэнергии на собственные нужды турбоагрегата.

Поправки приводятся в виде таблицы или графика зависимости потерь энергии при пуске от времени простоя оборудования. В потери на пуск включаются затраты энергии на останов оборудования и во время, простоя.

4.3.18. Поправки на отклонение давления в камере производственного отбора теплофикационных турбоагрегатов с таким отбором приводятся к часовому расходу тепла на выработку электроэнергии и к мощности и представляются как графические зависимости от часового расхода свежего пара для различных значений часового отпуска тепла из производственного отбора при отклонении давления в нем на +0,1 МПа (1 кгс/см 2 ) (см. рис. П4.12).

4.3.19. Поправки к часовому расходу тепла на выработку электроэнергии и к мощности на отклонение давления в камере регулируемого отопительного отбора представляются графическими зависимостями их значений от часового расхода свежего пара для различных значений часового отпуска тепла в отопительный отбор и давления в его камере.

Для турбоагрегатов, имеющих производственный отбор, зависимость учитывает при этом значение часового отпуска тепла в производственный отбор (см. рис. П4.14).

4.3.20. Поправки к часовому расходу тепла на выработку электроэнергии и к мощности турбоагрегатов с отопительным отбором и двухступенчатым подогревом сетевой воды на отклонение ее температуры перед подогревателями t ‘_псв₁ (нагрева сетевой воды в подогревателях ∆ t _псв) (°С), влияющей на перераспределение отпуска тепла из ступеней отопительного отбора, представляются в виде графических зависимостей изменения этих показателей от часового расхода свежего пара для различных значений часового отпуска тепла из отопительных отборов при отклонения значения температуры сетевой воды перед ее подогревом (нагрева сетевой воды в ее подогревателях) от фиксированного на ±10°С (см. рис. П4.15).

Для турбоагрегатов с производственными и отопительными отборами с двухступенчатым подогревом сетевой воды поправки к часовому расходу тепла на выработку электроэнергии и в мощности представляются в виде графической зависимости.

Изменения значений этих показателей от часового расхода свежего пара определяются для различных часовых расходов тепла в производственный отбор при отклонении температуры сетевой воды перед подогревателями (нагрева ее в подогревателях) на +10°С (см. рис. П4.17).

При отсутствии предварительного подогрева сетевой воды перед подогревателями сетевой воды в конденсаторах или встроенных пучках турбоагрегатов ее значение равно значению температуры обратной сетевой воды.

4.3.21. Поправка к мощности на отклонение давления отработавшего пара у турбоагрегатов с противодавлением вводится в том случае, если зависимость нормативной мощности была построена для одного постоянного его значения. Она представляет зависимость изменения мощности от давления пара в противодавлении для различных значений часового отпуска тепла из противодавления (см. рис. П4.18). Для турбоагрегатов с противодавлением и производственным отбором поправка к мощности на отклонение давления в противодавлении приводится в виде набора графиков зависимости изменения мощности от давления пара в противодавлении для различных значений часового отпуска тепла из противодавления и ряда значений часового отпуска тепла из производственного отбора (от нулевого до максимального).

Если удельная поправка к удельному расходу тепла на турбоагрегат и к мощности дается в виде абсолютного изменения его и при изменении значения внешнего фактора F на единицу его отклонения ∆ F ₁, то изменение удельного расхода тепла и мощности ∆ N _т при изменении значения фактора на ∆ F рассчитывается по формулам

( 19)

Если поправка дается как абсолютное изменение мощности турбоагрегата при отклонении значения фактора F на ∆ F без изменения часового расхода тепла, на турбоагрегат, то изменение удельного расхода тепла определяется по формуле

— начальное значение внутренней мощности турбрприводов.

Если удельная поправка дается как относительное изменение часового расхода тепла на турбоагрегат при изменении значения фактора F на единицу его отклонения ∆ F ₁, то изменение удельного расхода тепла определяется по формуле

где — исходно-номинальное значение часового расхода тепла на турбоагрегат;

— изменение часового расхода тепла на турбоагрегат от действия фактора.

Влияние пусков турбоагрегата по диспетчерскому графику на удельный расход тепла рассчитывается по формуле

( 25)

4.3.23. Поправки к мощности турбоагрегатов, оговоренные в пп. 4.3.9, 4.3.11.2, 4.3.11.3, 4.3.13.3, 4.3.18, 4.3.19 и 4.3.20 при нормировании показателей тепловой экономичности не используются и в энергетические характеристики турбоагрегатов включаются по инициативе электростанции.

4.4. Энергетические характеристики конденсационных турбоагрегатов

4.4.1. Определение удельного расхода тепла на выработку электроэнергии

4.4.2. Основные и промежуточные показатели, составляющие энергетические характеристики

4.4.2.1. Энергетические характеристики конденсационных турбоагрегатов (турбоагрегатов типа К) должны содержать для чисто конденсационного режима при фиксированных значениях внешних факторов графические (а при необходимости также и аналитические) зависимости следующих показателей:

удельного расхода тепла на выработку электроэнергии q _т <кДж/(кВт·ч)[ккал/(кВт·ч)]>(рис. П4.19);

часовых расходов свежего пара (т/ч) и тепла [гдж/ч(Гкал/ч)] на турбоагрегат, электромеханического КПД η_эм (%) или суммарных потерь мощности в генераторе и механических потерь турбоагрегата (МВт) от электрической мощности на выводах генератора N _т (МВт) (рис. П4.19, П4.20);

часового расхода пара через промежуточный пароперегреватель (т/ч) от часового расхода свежего пара на турбоагрегат (рис. П4.21);

температуры питательной воды за группой ПВД t _пв (°С) от часового расхода свежего пара на турбоагрегат (рис. П4.22);

часового расхода пара в конденсатор (т/ч) от часового расхода свежего пара на турбоагрегат (рис. П4.21);

давления отработавшего пара р₂ [кПа(кгс/см 2 )] и температурного напора в конденсаторе δ t (° C ) от часового расхода отработавшего пара в конденсатор при различных значениях температуры охлаждающей воды на входе в конденсатор t _в₁ (° C ) в виде серии графиков для нескольких постоянных значений ее часового расхода (м 3 /ч), равных 100, 70 и 50% номинального или других, более удобных для пользования (рис. П4.23, П4.24);

затрат мощности на прочие индивидуальные механизмы собственных нужд турбоагрегата (кВт) от его электрической мощности (часового расхода свежего пара на турбоагрегат) (рис. П4.28);

часового расхода тепла на индивидуальные аппараты и установки собственных нужд турбоагрегата (кроме турбоприводов механизмов) ГДж/ч(Гкал/ч).

4.4.2.2. Вместо графика зависимости часового расхода отработавшего пара в конденсатор турбоагрегата от часового расхода свежего пара энергетические характеристики турбоагрегата могут содержать графики других зависимостей, дающие возможность определять часовой расход пара в конденсатор для данного режима работы турбоагрегата более точно и объективно.

4.4.2.3. Графики зависимости давления отработавшего пара и температурного напора в конденсаторе от часового расхода отработавшего пара при различных значениях температуры охлаждающей воды на входе в конденсатор строятся для таких постоянных значений ее часового расхода, которые позволяют путем интерполирования определять значения давления во всем рабочем диапазоне нагрузок.

4.4.2.4. Графики зависимости часового расхода пара на турбоприводы механизмов собственных нужд турбоагрегата, их внутренней мощности и давления отработавшего пара турбоприводов строятся для каждого турбопривода. Если в параллельной работе находится два и более турбопривода механизмов одного назначения, они рассматриваются как один турбопривод, и указанные выше зависимости определяются для их совместной работы.

Графики указанных зависимостей дополняются графиками поправок:

к давлению отработавшего пара турбоприводов механизмов собственных нужд турбоагрегата, направляемого в отборы турбоагрегата, в зависимости от дополнительного потребления пара из этих отборов сверх нужд собственной регенерации;

к часовому расходу пара на турбоприводы механизмов собственных нужд турбоагрегата, на изменение давления отработавшего пара или температуры охлаждающей воды для турбоприводов с собственными конденсаторами;

к внутренней мощности турбоприводов механизмов турбоагрегата на действие объективных факторов, влияющих на нее.

Поправка к давлению отработавшего пара турбоприводов механизмов собственных нужд турбоагрегата, направляемого в его отборы, приводится только в случае влияния на него дополнительных расходов пара из этих отборов, и дается в виде графика зависимости изменения этого давления от мощности турбоагрегата при различных значениях часового отпуска тепла из отбора.

4.4.2.5. В затраты мощности на прочие индивидуальные механизмы собственных нужд турбоагрегата включается потребляемая мощность механизмов собственных нужд, относящихся непосредственно к данному турбоагрегату и связанных с его работой. К ним относятся конденсатные и сливные насосы, маслонасосы уплотнения генератора, рабочие маслонасосы смазки и регулирования, насосы охлаждения газоохладителей, подъемные насосы водоструйных эжекторов, механические вакуумные насосы и т.п.

4.4.2.6. Графики зависимости затрат мощности циркуляционными насосами или удельного расхода электроэнергии на циркуляционные насосы строятся только для турбоагрегатов, для которых эти насосы установлены индивидуально.

Затраты мощности на привод осевых с неизменным углом разворота лопастей и центробежных циркуляционных насосов определяются для трех имеющих место в эксплуатационных условиях значений напора насосов: минимального, среднего и максимального. Для каждого из значений напора насосов при трех значениях температуры охлаждающей воды (максимальном, среднем и минимальном) определяются значения мощности турбоагрегата N _т (или расхода пара в конденсатор ), при которых осуществляется перевод насоса на повышенную частоту вращения вала или включение второго насоса, т.е. те значения N _т, при которых дополнительные затраты мощности на циркуляционные насосы равны приросту N _т за счет увеличения расхода циркуляционной воды.

Затраты мощности на привод осевых циркуляционных насосов, угол разворота υ лопастей которых остается постоянным в течение сезона, определяются для трех значений напора (минимального, среднего и максимального) насоса при каждом из трех значений υ (максимальном, среднем и минимальном).

Затраты мощности на привод осевых циркуляционных насосов с регулированием угла разворота лопастей на ходу определяются при оптимальных расходах циркуляционной воды для различных значений ее температуры.

При расчетах затрат мощности на привод циркуляционных насосов используются результаты их испытаний, типовые энергетические характеристики, паспортные данные заводов-изготовителей или данные каталогов. Гидравлическая характеристика сети принимается по данным испытаний, проектным или эксплуатационным данным.

4.4.3. Условия построения энергетических характеристик и внешние факторы

Условия построения определяются в соответствии с п. 4.2.

4.4.4.4. Поправки на влияние внешних факторов

4.5. Энергетические характеристики турбоагрегатов с регулируемыми отборами пара и противодавлением

4.5.1. Режимы работы турбоагрегатов

4.5.1.1. Паровые турбоагрегаты с регулируемыми отборами пара и противодавлением по своей конструкции подразделяются на турбоагрегаты:

с одним или двумя ступенями отопительного отбора пара (соответственно типа T 1 и типа Т2);

с одним производственным отбором пара (типа П);

с производственным и одним или двумя ступенями отопительного отбора пара (соответственно ПТ1 и ПТ2);

с противодавлением (типа Р);

с противодавлением и производственным отбором пара (типа ПР).

4.5.1.2. Производственный или отопительный отборы пара турбоагрегата считаются включенными в работу, если в регулируемом отборе поддерживается давление пара регулирующими органами.

4.5.1.3. Для турбоагрегатов типов П, T 1, ПТ1 режим работы с полным использованием тепла отработавшего пара и нагревом сетевой или подпиточной воды в конденсаторе (встроенном пучке), при котором давление пара в нем возрастает, носит название режима работы с ухудшенным вакуумом.

4.5.1.4. В зависимости от числа включенных в работу ступеней отопительного отбора пара турбоагрегата режим его работы носит название одно- или двухступенчатого. У турбоагрегатов типов Т2 и ПТ2 режим работы с полным использованием тепла отработавшего пара и нагревом в конденсаторе (встроенном пучке) сетевой воды носит название трехступенчатого.

4.5.1.5. У турбоагрегатов с регулируемыми отборами пара и противодавлением возможны следующие режимы работы:

4.5.1.6. Режимы работы теплофикационных турбоагрегатов разделяются на режимы работы по электрическому и тепловому графикам нагрузки.

Режим работы по электрическому графику характеризуется независимым несением электрической и тепловой нагрузок и возможен в случае, когда тепло отработавшего пара отдается тепловому потребителю и охлаждающей воде в конденсаторе.

Режим работы турбоагрегата по тепловому графику возможен в случае работы с закрытыми регулирующими органами ЧНД и минимальным пропуском пара в конденсатор, охлаждаемый циркуляционной водой. Он характеризуется жесткой зависимостью электрической нагрузки турбоагрегата только от часового отпуска тепла.

Частным случаев режима работы по тепловому графику является режим с полным использованием тепла отработавшего в турбоагрегате пара при охлаждении конденсатора (встроенного пучка) подпиточной или обратной сетевой водой. Он аналогичен режиму работы турбоагрегатов с противодавлением.

Если показатели работы турбоагрегата характеризуются одними и теми же зависимостями при работе в конденсационном и теплофикационных режимах, то эти зависимости представляются только с показателями работы в режиме К.

4.5.2. Определение удельного расхода тепла на выработку электроэнергии

4.5.2.1. Часовой расход тепла на турбоагрегат с регулируемыми отборами пара представляется графической и аналитической зависимостью от электрической мощности и часового отпуска тепла из регулируемых отборов при фиксированных (номинальных) значениях параметров свежего пара и пара промежуточного перегрева, давления отработавшего пара в конденсаторе и регулируемых отборах.

Часовой расход тепла из регулируемых отборов турбоагрегата рассчитывается по формуле

— энтальпия смеси конденсата, возвращаемого в схему регенерации турбоагрегата, и добавка обессоленной воды для восполнения его потерь, кДж/кг(ккал/кг).

4.5.2.2. Определение показателей работы турбоагрегатов в конденсационном режиме производится в соответствии с п. 4.4.2.

4.5.2.3. Принятый в действующих нормативно-технических документах принцип составления теплового баланса электростанции таков, что нагрев питательной воды за счет сжатия ее в питательных насосах не включается в тепло, подведенное от котлов к турбоагрегатам. Исходя из этого при работе турбоагрегата в режиме с полным использованием тепла отработавшего пара удельный расход тепла на выработку электроэнергии определяется по формуле

( 27)

— постоянные прочие потери тепла через концевые уплотнения и с излучением в окружающую среду турбоагрегатом, трубопроводами отборов, регенеративными подогревателями, ГДж/ч(Гкал/ч);

Рассчитанный по формуле (27) удельный расход тепла на выработку электроэнергии, который полностью согласуется с тепловым балансом, не включает тепло, выделяемое при сжатии питательной воды в насосах, доля которого (в зависимости от тепловой схемы турбоагрегата) может использоваться на производство электроэнергии и, таким образом (в соответствии с действующей методикой учета), включается в отпущенное от турбоагрегата тепло, однако полностью согласуется с тепловым балансом и обеспечивает соответствие расхода тепла на турбоагрегаты выработке тепла котлами брутто но при этом он ниже определенного по формуле

и может быть ниже даже теоретического значения.

Значения принимаются на основании результатов соответствующих испытаний, а при отсутствии данных таких испытаний для турбоагрегатов мощностью 25, 50 и 100 МВт они могут быть приняты на уровне 2,04; 2,54 и 4,92 ГДж/ч (0,49; 0,61 и 1,18 Гкал/ч).

Зависимость электромеханического КПД турбоагрегата от мощности принимается по результатам испытаний или данным заводов-изготовителей.

Порядок проведения расчетов иллюстрируется на примере определения удельного расхода тепла для турбоагрегата типа ПТ1 по результатам испытаний.

В качестве исходных данных используется диаграмма режимов с комплектом поправок, а также ряд таких зависимостей, как температуры (энтальпии) питательной воды от часового расхода свежего пара при различных значениях давления пара в производственном отборе, энтальпии пара производственного и отопительного отборов от часового расхода свежего пара при различных значениях соответственно давления пара в производственном отборе и часового расхода тепла с паром этого отбора.

Расчет энергетической характеристики турбоагрегата типа ПТ1 производится в приведенной ниже последовательности.

В режиме работы турбоагрегата по тепловому графику по нижнему полю диаграммы режимов для каждого заданного значения часового отпуска тепла из производственного отбора определяются значения максимально возможного часового расхода тепла из отопительного отбора. Для каждого заданного значения часового отпуска тепла из производственного отбора, и ряда найденных значений часового расхода тепла из отопительного отбора определяются значения мощности турбоагрегата. С помощью верхнего поля диаграммы режимов по найденным значениям мощности и часового отпуска тепла из производственного отбора определяются значения часового расхода свежего пара. Далее расчет производится согласно указанному выше.

4.5.2.5. Для турбоагрегатов с противодавлением расчет удельного расхода тепла на выработку электроэнергии производится по формуле (27) в соответствии с п. 4.5.2.3.

4.5.2.6. Нормативная мощность определяется для турбоагрегатов с регулируемыми отборами пара при работе в режиме с полным использованием тепла отработавшего пара и турбоагрегатов с противодавлением по энергетической характеристике для заданных (фактических) значений часового отпуска тепла из регулируемых отборов и противодавления и различных (номинальных) значений давления в них.

4.5.3. Энергетические характеристики. турбоагрегатов типа П и T 1

4.5.3.3. Для режима работы с производственным (отопительным) отбором пара строятся графические зависимости следующих показателей:

часового расхода пара промежуточного перегрева от часового расхода свежего пара (рис. П4.30);

часового расхода отработавшего пара в конденсатор турбоагрегата от часового расхода пара на входе в ЧНД (рис. П4.38);

затраты мощности на прочие собственные нужды турбоагрегата от часового расхода отработавшего пара в конденсатор и часового расхода тепла производственного (отопительного) отбора (рис. П4.39);

относительного температурного напора (недогрева сетевой воды) в подогревателе от часового расхода ее (м 3 /ч) при различных значениях средней температуры нагреваемой сетевой воды в подогревателе t _св( _{cp )} (° C ) (рис. П4.41);

зависимости от часового отпуска тепла сопротивления паропровода на участке от камеры отбора до подогревателя сетевой воды (для отопительного отбора) и до точки измерения давления в коллекторе пара (для производственного отбора) (рис. П4.42).

4.5.3.4. Для режима работы турбоагрегата типа П(Т1) с полным использованием тепла пара, поступающего в конденсатор, строятся графические зависимости следующих показателей:

удельного расхода тепла от мощности турбоагрегата (рис. П4.43);

нормативной мощности турбоагрегата от часового отпуска тепла из (производственного) отопительного отбора для ряда значений часового отпуска тепла отработавшего пара из конденсатора; для каждого из этих значений часового отпуска тепла указываются линии постоянных значений давления этого пара (рис. П4.44);

характеристики конденсатора для значений часового расхода охлаждающей воды через него и ее температуры, которые характерны при работе в этом режиме (см. рис. П4.24).

4.5.3.5. Характеристика турбоприводов механизмов собственных нужд турбоагрегата энергоблока разрабатывается при их наличии в соответствии с п. 4.4.2.4 для установленных режимов работы турбоагрегата.

Разработка поправок производится в соответствии с п. 4.3.

4.5.3.7. Поправки на отклонение значений внешних факторов определяются:

4.5.3.8. Поправки к нормативному значению мощности турбоагрегата для режима работы с полным использованием тепла отработавшего пара приводятся на отклонение значений следующих внешних факторов:

температуры свежего пара (см. рис. П4.1);

давления пара в камере производственного (отопительного) отбора (см. рис. П4.13);

давления отработавшего пара в конденсаторе (см. рис. П4.4);

соотношения часовых расходов свежего пара и питательной воды (см. рис. П4.7);

отпуска тепла из нерегулируемых отборов сверх нужд регенерации (см. рис. П4.10);

4.5.4. Энергетические характеристики турбоагрегатов типа Т2

4.5.4.2. Графические зависимости технико-экономических показателей при работе в конденсационном режиме приводятся в составе, указанном в п. 4.5.3.2.

4.5.4.3. Для режима работы T 1 графические зависимости показателей строятся в соответствии с п. 4.5.3.3 так же, как для аналогичного режима турбоагрегата типа Т1, кроме диаграммы режимов по расходу свежего пара, удельного расхода тепла на турбоагрегат и удельной выработки электроэнергии по теплофикационному циклу паром отопительного отбора.

Часовой расход свежего пара на турбоагрегат (диаграмма режимов по расходу свежего пара) представляется в виде его графической зависимости от мощности и часового отпуска тепла из отопительного отбора для ряда значений (от минимального до максимального) давления пара в нижнем отопительном отборе при фиксированном значении давления отработавшего пара в конденсаторе (часового расхода охлаждающей воды и ее температуры) (рис. П4.45).

Удельный расход тепла на турбоагрегат представляется в виде набора графиков, каждый из которых строится в виде зависимости его от мощности при различных (от нулевого до максимального) значениях часового отпуска тепла из отопительного отбора, принятых с постоянным интервалом, и фиксированного значения давления отработавшего пара в конденсаторе (часового расхода охлаждающей воды и ее температуры); графики строятся для ряда значений давления пара в нижнем отопительном отборе (от минимального до максимального), принятых с постоянным интервалом (см. рис. П4.32).

Удельная теплофикационная выработка электроэнергии паром отопительного отбора представляется в виде графической зависимости от часового расхода свежего пара на турбоагрегат при различных значениях давления пара в нижнем отопительном отборе (от минимального до максимального) и при работе по тепловому графику (рис. П4.46).

4.5.4.4. Для режима Т2 строятся графические зависимости следующих показателей:

часового расхода на входе в ЧНД от часового расхода свежего пара при различных значениях часового расхода тепла в отопительный отбор; для каждого значения часового расхода тепла в отопительный отбор даются зависимости для нескольких значений давления пара в верхнем отопительном отборе (см. рис. П4.37);

часового расхода отработавшего пара в конденсатор турбоагрегата от часового расхода пара на входе в ЧНД (см. рис. П4.38);

относительного температурного напора (недогрева сетевой воды) в подогревателе каждой ступени от ее часового расхода при различных значениях средней температуры нагреваемой в подогревателе сетевой воды (см. рис. П4.41);

сопротивления паропровода от часового отпуска тепла на участке от камеры отбора до подогревателя сетевой воды каждой ступени (см. рис. П4.42);

удельной теплофикационной выработки электроэнергии паром отопительных отборов от часового расхода свежего пара на турбоагрегат при различных значениях давления пара в верхнем отопительном отборе (от максимального до минимального) и при работе по тепловому графику (см. рис. П4.46);

часового расхода пара на входе в ЧНД при закрытой регулирующей диафрагме от давления в отопительном отборе (рис. П4.36).

4.5.4.5. Для режима работы турбоагрегата с трехступенчатым подогревом сетевой воды строятся графические зависимости следующих показателей:

удельного расхода тепла на выработку электроэнергии от мощности турбоагрегата (см. рис. П4.43);

нормативной мощности турбоагрегата от часового отпуска тепла из отопительного отбора для ряда значений часового отпуска тепла отработавшего пара из встроенного пучка; для каждого из этих значений часового отпуска тепла указываются линии постоянных значений давления этого пара (см. рис. П4.44);

относительного температурного напора (недогрева сетевой воды) во встроенном пучке от ее часового расхода при различных значениях средней температуры нагреваемой в нем сетевой воды (см. рис. П4.41).

4.5.4.6. Для режима работы турбоагрегата с отключенным (отсеченным) ЦНД (для турбоагрегатов Т-250/300-240) строятся графические зависимости следующих показателей:

удельного расхода тепла на выработку электроэнергии от мощности турбоагрегата при различных значениях давления пара в верхнем отопительном отборе и фиксированном значении давления отработавшего пара (температуры обратной сетевой воды) (рис. П4.47);

нормативной мощности турбоагрегата от часового отпуска тепла в регулируемый отбор и часового расхода свежего пара при различных значениях давления пара в верхней отопительной отборе и фиксированной значении давления отработавшего пара (рис. П4.48).

4.5.4.7. Характеристика турбоприводов механизмов собственных нужд турбоагрегата энергоблока строится при их наличии в соответствии с п. 4.4.2.4 для соответствующих режимов работы.

4.5.4.9. Поправки на отклонение значений внешних факторов к мощности, удельному и часовому расходам тепла на турбоагрегат при работе в различных режимах определяются в соответствии с п. 4.5.3.7.

4.5.4.10. Поправки к нормативному значению мощности турбоагрегата приводятся на отклонение значений следующих факторов в режиме работы с трехступенчатым подогревом сетевой воды:

температуры свежего пара (см. рис. П4.1);

давления отработавшего пара во встроенном пучке (температуры обратной сетевой воды) (см. рис. П4.4);

соотношения часовых расходов питательной воды и свежего пара на турбоагрегат (см. рис. П4.7);

отпуска тепла из нерегулируемых отборов сверх нужд регенерации (см. рис. П4.10);

температуры сетевой воды перед ее подогревателями (нагрева ее в подогревателях) (см. рис. П4.16);

4.5.5. Энергетические характеристики турбоагрегатов типа ПТ2

4.5.5.1. Энергетические характеристики турбоагрегатов с производственным и двухступенчатым отопительным отбором типа ПТ2 строятся для работы в следующих режимах: конденсационном (режим К), с включенными одной, двумя ступенями только отопительного отбора и полным использованием тепла отработавшего пара для подогрева сетевой воды (режимы T 1, Т2 и трехступенчатый), с включенными производственным и одной, двумя ступенями отопительного отбора и полным использованием тепла отработавшего пара (режимы ПТ1, ПТ2 и трехступенчатый с производственным отбором).

4.5.5.2. Графические зависимости технико-экономических показателей с учетом особенностей оборудования и условий его работы приводятся, в составе:

4.5.5.3. Для режимов работы с включенными производственным и отопительными отборами пара отдельно для одноступенчатого (ПТ1) и двухступенчатого (ПТ2) нагрева сетевой воды строятся графические зависимости следующих показателей:

часового расхода свежего пара на турбоагрегат от его мощности (диаграмма режимов по расходу свежего пара) для различных значений (от нулевого до максимального) часового расхода тепла производственного и отопительного отборов при фиксированных значениях давления отработавшего пара в конденсаторе (или часового расхода охлаждающей воды через конденсатор и ее температуры), давления в производственном отборе, температуры сетевой воды перед ее подогревателями (только для режима ПТ2), давления в верхнем (нижнем) отопительном отборе (соответственно для режимов ПТ2 и ПТ1); на графиках указываются линии постоянных значений часового расхода пара на входе в ЧСД (рис. П4.49);

удельного расхода тепла на выработку электроэнергии турбоагрегатом от его мощности для различных (от нулевого до максимального) значений часового расхода тепла в отопительный отбор в виде зависимостей для различных (от нулевого до максимального) значений часового расхода тепла в производственный отбор; зависимости строятся при фиксированных значениях давления в верхнем отопительном отборе (для режима ПТ2), в нижнем отопительном отборе (для режима ПТ1), в производственном отборе, в конденсаторе (часового расхода охлаждающей воды и ее температуры) и температуры сетевой воды перед ее подогревателями (в режиме ПТ2) (см. рис. П4.31);

часового расхода пара на входе в ЧСД от часового расхода свежего пара для ряда значений (от нулевого до максимального) часового расхода тепла производственного отбора; для каждого значения часового расхода тепла производственного отбора зависимости строятся для различных значений (от минимального до максимального) давления в этом отборе (рис. П4.50);

часового расхода пара в ЧВД от часового расхода пара на входе в ЧСД для ряда значений (от нулевого до максимального) часового расхода тепла в отопительный отбор при работе в режиме ПТ1 и ПТ2; для каждого значения часового расхода тепла в отопительный отбор зависимости строятся для различных значений (от минимального до максимального) давления в этом отборе (см. рис. П4.37);

удельной теплофикационной выработки электроэнергии паром отопительного отбора от часового расхода свежего пара при работе в режимах ПТ1 и ПТ2 для различных значений часового расхода тепла производственного отбора и фиксированных значениях давления в производственном, верхнем (для режима ПТ2) и нижнем (ПТ1) отопительном отборах с поправкой на отклонение от этих значений соответственно для режимов ПТ2 и ПТ1 (рис. П4.51).

4.5.5.4. Для режима работы турбоагрегата с производственным отбором и трехступенчатым подогревом сетевой воды строятся графические зависимости следующих показателей:

удельного расхода тепла на турбоагрегат от его мощности (см. рис. П4.43);

нормативной мощности турбоагрегата от суммарного часового отпуска тепла из отопительного отбора и встроенного пучка для различных значений давления в камере верхнего отопительного отбора в виде набора графиков для ряда различных (от нулевого до максимального) значений часового расхода тепла в производственный отбор и при фиксированном значении давления в камере производственного отбора, отработавшего пара во встроенном пучке и температуры сетевой воды перед ее подогревателями (рис. П4.52);

4.5.5.5. Характеристика турбоприводов механизмов собственных нужд турбоагрегата энергоблока строится при их наличии в соответствии с п. 4.4.2.4 для соответствующих режимов работы.

4.5.5.7. Поправки на отклонение значений внешних факторов к мощности, удельному и часовому расходам тепла на выработку электроэнергии определяются в соответствии с п. 4.5.3.7.

4.5.5.8. Поправки к нормативному значению мощности турбоагрегата даются на отклонение значений следующих факторов в режиме работы с трехступенчатым подогревом и включенным производственным отбором:

температуры свежего пара (см. рис. П4.3);

давления в производственном отборе (см. рис. П4.12, П4.13);

давления отработавшего пара во встроенном пучке (температуры обратной сетевой воды) (см. рис. П4.4);

соотношения часовых расходов питательной воды и свежего пара на турбоагрегат (см. рис. П4.7);

отпуска тепла с паром нерегулируемых отборов сверх нужд регенерации (см. рис. П4.10);

температуры сетевой воды перед подогревателями (нагрева сетевой воды в ее подогревателях) (см. рис. П4.17);

4.5.6. Энергетические характеристики турбоагрегатов типа ПТ1

4.5.6.1. Энергетические характеристики турбоагрегатов с производственным и одноступенчатым отопительным отборами пара типа ПИ строятся для работы в режимах конденсационном (режим К), только с отопительным отбором (режим T 1) и с полным использованием тепла отработавшего пара, режиме работы только с производственным отбором пара (режим П), с производственным и отопительным отборами (режим ПТ1) и в режиме с полным использованием тепла отработавшего пара.

4.5.6.2. Графические зависимости основных и промежуточных показателей с учетом особенностей оборудования и условий его работы приводятся в составе:

Для режимов П, T 1 и Т2 графические зависимости часового расхода свежего пара и удельного расхода тепла на выработку электроэнергии не строятся. При работе в этих режимах значения указанных показателей определяются по графикам, построенным для режима ПТ1.

4.5.6.3. Для режимов работы с полным использованием тепла отработавшего пара и включенным или отключенным производственным отбором строятся графические зависимости основных и промежуточных показателей, аналогичные показателям турбоагрегатов типа ПТ2 в составе, приведенном в п. 4.5.5.4, кроме поправки на температуру сетевой воды перед ее подогревателями (нагрев в подогревателях сетевой воды).

4.5.6.4. Характеристика турбоприводов механизмов собственных нужд турбоагрегата энергоблока строится при их наличии в соответствии с п. 4.4.2.4.

4.5.6.6. Поправки на отклонение значений внешних факторов к мощности, часовому и удельному расходу тепла определяются в соответствии с п. 4.5.3.7.

4.5.6.7. Поправки к нормативному значению мощности турбоагрегата в режиме работы с полным использование тепла отработавшего пара и включенным производственным отбором даются на отклонение следующих факторов:

температуры свежего пара (см. рис. П4.3);

давления в камере производственного отбора (см. рис. П4.12, П4.13);

давления отработавшего пара турбоагрегата во встроенном пучке (температуры обратной сетевой воды) (см. рис. П4.4);

отпуска тепла из нерегулируемых отборов сверх нужд регенерации (см. рис. П4.10);

4.5.7. Энергетические характеристики турбоагрегатов с противодавлением типа Р

Номинальное значение противодавления определяется с учетом режима работы всех подключенных потребителей: промышленных предприятий, аппаратов и установок электростанции (деаэраторы, теплообменники, сушилки и т.п.).

4.5.7.2. Графические зависимости основных и промежуточных показателей работы турбоагрегата приводятся в составе:

удельного расхода тепла на выработку электроэнергии от мощности турбоагрегата (см. рис. П4.43);

часового расхода свежего пара и тепла на турбоагрегат от мощности турбоагрегата при различных значениях давления пара в противодавлении (рис. П4.53);

нормативной мощности турбоагрегата от часового отпуска тепла из противодавления при различных значениях давления пара в противодавлении (рис. П4.54);

электромеханического КГД турбоагрегата от мощности турбоагрегата (см. рис. П4.43);

температуры питательной воды за ГВД от часового расхода свежего пара на турбоагрегат для ряда значений давления пара в противодавлении (см. рис. П4.33);

часового расхода пара и тепла из противодавления от часового расхода свежего пара на турбоагрегат для ряда значений давлений пара в противодавлении (рис. П4.55).

4.5.7.3. Характеристика турбоприводов механизмов собственных нужд турбоагрегата энергоблока строится при их наличии в соответствии с п. 4.4.2.4.

4.5.7.5. Поправки на отклонение значений внешних факторов к мощности, часовому расходу тепла на турбоагрегат определяются из условия сохранения неизменным исходного значения часового отпуска тепла от турбоагрегата потребителям при отклонениях от фиксированных значений внешних факторов.

4.5.7.6. Поправка к удельному расходу тепла на выработку электроэнергии приводится только на старение турбоагрегата.

4.5.7.7. Поправки к нормативному значению мощности турбоагрегата даются на отклонение значений следующих внешних факторов:

температуры свежего пара (см. рис. П4.1);

давления пара в противодавлении, если исходно-нормативное значение мощности дано при постоянном его значении (см. рис. П4.18);

соотношения часовых расходов свежего пара и питательной воды (см. рис. П4.7);

отпуска тепла из нерегулируемых отборов сверх нужд регенерации (см. рис. П4.10);

4.5.8. Энергетические характеристики турбоагрегатов типа ПР с противодавлением и производственным отбором

4.5.8.1. Энергетические характеристики турбоагрегата строятся для режима работы только с противодавлением (режим Р) и работы с противодавлением и производственным отбором пара (режим ПР).

4.5.8.2. Энергетические характеристики турбоагрегата при работе в режиме Р приводятся в составе, указанном в п. 4.5.7.2 для турбоагрегата типа Р.

4.5.8.3. Графические зависимости основных и промежуточных показателей работы турбоагрегата в режиме ПР приводятся в следующем составе:

часового расхода свежего пара и тепла на турбоагрегат от его электрической мощности при различных значениях часового расхода тепла в производственный отбор при фиксированном значении его давления; на графике указываются линии постоянных значений часового расхода тепла из противодавления при различных значениях его давления (рис. П4.56);

температуры питательной воды от часового расхода свежего пара для ряда значений давления пара в производственном отборе (рис. П4.33).

8.5.В.4. Характеристика турбоприводов механизмов собственных нужд турбоагрегата строится при их наличии в соответствии с п. 4.4.2.4.

4.5.8.5. Поправки к мощности и часовому расходу тепла на турбоагрегат на отклонение значений внешних факторов определяются в соответствии с п. 4.5.7.5.

5. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ

5.1. Состав основных и промежуточных показателей, входящих в энергетические характеристики

5.1.2. В зависимости от вида и марки сжигаемого топлива, конструкции котла и горелочных устройств, механизмов собственных нужд и их приводов, применяемых технологических процессов и т.п. в общем случае энергетические характеристики котла должны включать в себя графические зависимости от теплопроизводительности [ГДж/ч(Гкал/ч)] и паропроизводительности (т/ч) котла следующих показателей:

КПД брутто котла (%) (см. рис. П5.7);

потери тепла с уходящими газами q ₂ (%) (см. рис. П5.7);

потери тепла от химической неполноты сгорания q ₃ (%) (см. рис П5.7);

потери тепла от механической неполноты сгорания q ₄ (%) (см. рис. П5.7);

потери тепла в окружающую среду q ₅ (.%) (см. рис. П5.7);

потери тепла с физическим теплом шлака q ₆ (%) (см. рис. П5.7);

потери тепла с охлаждением леток, форсунок, балок и дробеочистки котла (%);

коэффициента избытка воздуха в режимном сечении α_р (см. рис. П5.1);

температуры уходящих газов υ_ух (°С) и их нагрева, в дымососах ∆υ_дс (° C ) (см. рис. П5.5);

содержания горючих в уносе Г_ун (%) (см. рис. П5.3);

содержания горючих в шлаке Г_шл (%) (см. рис. П5.3);

доли рециркуляции дымовых газов r _рец (см. рис. П5.4);

часового расхода тепла на подогрев воздуха в калориферах котла [ГДж/ч(Гкал/ч)] при различных значениях нагрева в них воздуха (см. рис. П5.6);

удельного расхода электроэнергии на тягу и дутье, включая затраты энергии на вентиляторы рециркуляции горячего воздуха и дымосос рециркуляции дымовых газов Э_тд [кВт·ч/ГДж(кВт·ч/Гкал)] (см. рис. П5.8);

потребляемой мощности N _дрг (кВт) и удельного расхода электроэнергии дымососом рециркуляции дымовых газов Э_дрг [кВт·ч/ГДж(кВт·ч/Гкал)] (см. рис. П5.9);

внутренней мощности турбопривода турбовоздуходувки (МВт), часового расхода пара на турбопривод (т/ч), давления отработавшего пара [кПа(кгс/см 2 )] и давления воздуха в напорном патрубке воздуходувки р₂ [Па(кгс/м 2 )] (для котлов энергоблоков) (см. рис. П5.13).

5.1.3. В энергетические характеристики включаются также графические зависимости следующих показателей:

удельного расхода электроэнергии на пылеприготовление Э_пп (кВт·ч/т) от часового расхода твердого топлива на котел в натуральном исчислении (см. рис. П.5.10);

удельного расхода электроэнергии на перекачивание питательной воды Э_пв (кВт·ч/т) от часового расхода питательной воды (для котлов энергоблоков) (см. рис. П5.11);

внутренней мощности турбопривода питательного насоса (МВт) давления питательной воды на стороне нагнетания насоса [МПа(кгс/см 2 )], часового расхода пара на турбопривод ПТН (т/ч), давления отработавшего пара турбопривода [кПа(кгс/см 2 )] от часового расхода питательной воды на котел (для котлов энергоблоков) (см. рис. П5.14);

давления отработавшего пара в конденсаторе [кПа(кгс/см 2 )] от его часового расхода для различных значений температуры охлаждающей воды и ее номинального часового расхода через конденсатор (для турбоприводов турбовоздуходувки и питательного насоса, если отработавший пар у них направляется в собственный конденсатор) (см. рис. П4.24);

мощности прочих механизмов индивидуальных собственных нужд котла (кВт) от теплопроизводительности котла;

часового расхода тепла на индивидуальные установки и аппараты собственных нужд котла (кроме турбоприводов механизмов) [ГДж/ч(Гкал/ч)] от теплопроизводительности котла.

5.2. Определение основных и промежуточных показателей

5.2.1. КПД брутто котла определяется методом обратного баланса по формуле

Корректировка значений КПД брутто котла, взятых за основу для составления энергетической характеристики, производится с учетом влияния факторов, указанных в п. 3.2.3. Значение этой корректировки распределяется между отдельными составляющими тепловых потерь пропорционально тому влиянию, которое они оказывают на общее значение. Аналогичным образом для каждой составляющей тепловых потерь корректируются значения отдельных показателей и параметров, с помощью которых эта составляющая рассчитывается.

5.2.2. Коэффициент избытка воздуха в режимном сечении принимается оптимальным, исходя из условий отсутствия потерь от химической и механической неполноты сгорания для жидкого и газообразного топлива, отсутствия потерь от химической неполноты сгорания и минимальных суммарных потерь с уходящими газами и механической неполнотой сгорания для твердого топлива, а также необходимого уровня температур свежего пара и пара после промежуточного перегрева. При этом значение присосов воздуха в топку и систему пылеприготовления котла должно быть номинальным.

Значения присосов (перетоков) воздуха в тракт дымовых газов, топку и систему пылеприготовления котла при номинальной нагрузке принимаются в соответствии с данными действующих Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей.

В случае экономической нецелесообразности или отсутствия технической возможности доведения присосов воздуха до норм ПТЭ допускается принимать в качестве нормативного значения лучшие результаты, достигнутые после капитальных ремонтов.

5.2.2.1. Корректировка этих показателей на влияние факторов, указанных в п. 3.2.3, производится с учетом конструкции обмуровки топочной камеры, регенеративных воздухоподогревателей, свойств сжигаемого топлива (налипание на элементы тракта топливоподачи и системы пылеприготовления, шлакование и занос поверхностей нагрева, абразивные свойства золы, коррозионная активность, трудоемкость удаления шлака и т.п.), характера суточного графика нагрузки.

Корректировка значений присосов воздуха в топку, газоходы и системы пылеприготовления котла и вызываемое этим изменение других показателей (температуры уходящих газов, содержания горючих в уносе, провале и шлаке, удельного расхода электроэнергии на тягу и дутье, пылеприготовление и т.п.) должны учитываться суммарно.

5.2.2.5. Значение присосов в газовый тракт котла при текущей нагрузке ∆ α (%) определяется по формуле

— номинальное и текущее значения часовой теплопроизводительности котла, ГДж/ч(Гкал/ч).

5.2.3. Значение температуры уходящих газов определяется из условия предотвращения конденсации водяных паров из дымовых газов на поверхностях нагрева и газоходах котла, налипания золы твердого и жидкого топлива на них и коррозии металла при высоком содержании серы.

Исходя из этих условий, определяется и значение температуры воздуха перед воздухоподогревателем, изменением которой регулируется уровень температуры уходящих газов.

5.2.4. Для увеличения достоверности определение температуры уходящих газов υ_ух (°С) для всех видов топлива с сухим способом золоулавливания (с помощью электрофильтров, циклонов и т.п.) или без золоулавливания (у котлов для сжигания газа и мазута) производится расчетом на основе температуры дымовых газов, измеряемой в сечении за дымососом, по формуле

Нагрев дымовых газов в дымососах ∆ υ _дс (°С) определяется по формуле

При влажном способе золоулавливания [с помощью мокрых золоуловителей (скрубберов) и т.п.] температура уходящих газов определяется путем измерения в сечении за последней поверхностью нагрева. При этом должно быть обеспечено достаточное перемешивание дымовых газов за последней поверхностью нагрева и предотвращено искажение присосами холодного воздуха через стенки газоходов и перетоками его в воздухоподогревателе представительности результатов измерения. Точки измерения температуры уходящих газов (дымовых газов за дымососом) и избытков воздуха в уходящих газах должны находиться в одном поперечном сечении газохода.

5.2.5. Значение доли рециркуляции дымовых газов r _рец, указанное в характеристиках, должно обеспечить поддержание номинальных значений температуры свежего пара и пара после промежуточного перегрева и подавление оксидов азота.

При отсутствии на котле прямого измерения расхода рециркулирующих дымовых газов для определения коэффициента рециркуляции строится график его косвенной зависимости, например, от тепловой производительности котла при различных значениях потребляемой мощности дымососами газовой рециркуляции.

5.2.6. Потеря тепла с уходящими газами определяется по формуле

( 33)

— дополнительная потеря тепла с физическим теплом уноса, %;

Температура голодного воздуха t _хв (°С) должна измеряться на стороне всасывания дутьевого вентилятора до ввода рециркулирующего горячего воздуха. Если калориферы для подогрева воздуха находятся на стороне всасывания дутьевых вентиляторов, то температура холодного воздуха должна измеряться до калориферов.

Поправочный коэффициент К _Q определяется по формуле

Физическое тепло 1 кг топлива, внесенное в топку, q _тл [кДж/кг(ккал/кг)] рассчитывается по формуле

где — удельная теплоемкость мазута при температуре его поступления в топку, кДж/(кГ·°С)[ккал/(кг·°С)];

— температура поступающего в котел мазута, нагретого вне его, °С;

Удельный расход тепла на 1 кг топлива, внесенного в котел с воздухом при его предварительном подогреве в калориферах, q _кф [кДж/кг(ккал/кг)] в случае отсутствия измерения расхода и параметров греющей среды в калориферах рассчитывается по формуле

где — избыток воздуха, поступающего в котел, в тракте перед воздухоподогревателем;

— низшая «теплота сгорания топлива, кДж/кг(ккал/кг).

Приведенная влажность твердого топлива и мазута рассчитывается по формуле

Тепло, внесенное в котел на 1 кг топлива с паром, поступающим на мазутные форсунки, q _ф [кДж/кг(ккал/кг)], определяется по формуле

Тепло, внесенное в котел на 1 кг топлива с паром, подаваемым для транспортировки угольной пыли, q _кп [кДж/кг(ккал/кг)] рассчитывается по формуле

Тепло, затраченное в котле на нагрев и испарение воды, подаваемой в топку для предотвращения образования оксидов азота, <[кДж/кг(ккал/кг)>для твердого и жидкого топлива и [кДж/м 3 (ккал/м 3 )] для газа при нормальных условиях>,определяется по формуле

где — удельный расход воды на впрыск в топку котла на 1 кг (нм 3 /ч) топлива, кг/кг (кг/нм 3 );

Значение будет всегда отрицательным, так как в котле затрачивается тепло на нагрев и испарение введенной воды.

Дополнительная потеря тепла с физическим теплом уноса (%) определяется по формуле

( 41)

Тепло, внесенное в топку при паровой обдувке поверхностей нагрева q _о6д.п [кДж/кг(ккал/кг)] и затраченное на испарение воды при водяной обдувке и расшлаковке поверхностей нагрева q _о6д.в [кДж/кг(ккал/кг)], определяется по формулам:

При совместном сжигании различных видов и марок топлива, если коэффициенты К, С и в для различных марок твердого топлива отличаются друг от друга, потеря тепла с уходящими газами (%) определяется по формуле

( 43)

Если коэффициенты К, С и в марок твердого топлива, сжигаемых совместно, не отличаются один от другого, то в этом случае все марки рассматриваются как один вид топлива.

5.2.7. Потеря тепла от химической неполноты сгорания топлива q ₃ (%) должна отсутствовать и принимается равной нулю.

5.2.8. Потеря тепла от механической неполноты сгорания топлива q ₄ (%) определяется по формуле

( 44)

Для котлов, сжигающих газ и мазут, потери тепла от механической неполноты сгорания принимаются равными нулю.

Потеря тепла от механической неполноты сгорания при сжигании смеси твердого топлива, мазута и газа (%) определяется по формуле

( 45)

Потеря тепла от механической неполноты сгорания (%) при совместном сжигании нескольких видов, в том числе двух марок твердого топлива, если показатели качества последних, а также доля их золы в уносе, провале и шлаке даже при совместном сжигании значительно различаются, рассчитывается по формуле

( 46)

При отсутствии результатов испытаний котла на смеси топлив допускается значение определять по формуле

(46а)

где — потери тепла от механической неполноты сгорания при сжигании только твердого топлива, %;

Источник

Автомобильный справочник "Автовестник"

По характеристикам установленного на тэс оборудования рассчитывается что

По характеристикам установленного на тэс оборудования рассчитывается что

1. ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

2. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

3. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ЭНЕРГЕТИЧЕСКИМ ХАРАКТЕРИСТИКАМ ОБОРУДОВАНИЯ

3.1. Состав энергетических характеристик подгруппы оборудования

3.2. Требования к исходным документам, учет состояния оборудования при составлении энергетических характеристик

Характеристики основного оборудования ТЭС

1. ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

2. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

3. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ЭНЭРГЕТИЧЕСКИМ ХАРАКТЕРИСТИКАМ ОБОРУДОВАНИЯ

4. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТУРБОАГРЕГАТОВ

5. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ

Добавить комментарий Отменить ответ

По характеристикам установленного на тэс оборудования рассчитывается что

1. ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

2. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

3. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ЭНЕРГЕТИЧЕСКИМ ХАРАКТЕРИСТИКАМ ОБОРУДОВАНИЯ

3.1. Состав энергетических характеристик подгруппы оборудования

3.2. Требования к исходным документам, учет состояния оборудования при составлении энергетических характеристик

Характеристики основного оборудования ТЭС

1. ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

2. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

3. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ЭНЭРГЕТИЧЕСКИМ ХАРАКТЕРИСТИКАМ ОБОРУДОВАНИЯ

4. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТУРБОАГРЕГАТОВ

5. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ

Вам также понравится

Траектория движения авто с прицепом

Услуга тц для владельцев авто 8 букв

Что такое синтезатор речи гугл

Добавить комментарий Отменить ответ