Методические указания по прогнозированию удельных расходов топлива


Скачать 366.21 Kb.
НазваниеМетодические указания по прогнозированию удельных расходов топлива
страница1/2
Дата публикации13.09.2014
Размер366.21 Kb.
ТипМетодические указания
referatdb.ru > Физика > Методические указания
  1   2


МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И МИНЕРАЛЬНЫХ

РЕСУРСОВ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

 

УТВЕРЖДЕНЫ

Приказом председателя Комитета

по государственному энергетическому

надзору Министерства энергетики и

минеральных ресурсов Республики Казахстан

от 31 июля 2008 г. № 15-П
 

Методические указания по прогнозированию

удельных расходов топлива

 

РД 34 РК. 0-09.115-08

 

 

1. Общие положения

 

1.1. Текущее прогнозирование

 

1.1.1. Первичными объектами, по которым проводится текущее прогнозирование, являются электростанции и районные котельные. По акционерному обществу энергетики и электрификации (АО - энерго) удельные расходы топлива определяются как средневзвешенные по отпуску энергии значения удельных расходов топлива по электростанциям и районным котельным, входящим в его состав.

1.1.2. При обосновании тарифов определение объемов топлива, расходуемого электростанциями и районными котельными на технологические цели, должно производиться на основании норм удельных расходов топлива при производстве электрической и тепловой энергии, которые рассчитываются на базе утвержденных в установленном порядке нормативных характеристик энергетического оборудования, планируемых режимов и условий его эксплуатации на расчетный период.

1.1.3. Удельные расходы топлива на отпускаемую электроэнергию и тепло при этом должны соответствовать исправному техническому состоянию энергетического оборудования, высокому уровню его эксплуатационного и ремонтного обслуживания, оптимальному составу и режимам работы агрегатов. Не допускается учитывать перерасходы топлива из-за упущений в эксплуатационном и ремонтном обслуживании оборудования. Вместе с тем, прогнозируемые удельные расходы топлива должны быть реально достижимыми.

1.1.4. Выбор состава работающего оборудования и распределение электрических и тепловых нагрузок между электростанциями в АО-энерго и отдельными агрегатами электростанций должны базироваться на принципах обеспечения надежного энергоснабжения потребителем и минимизации затрат на отпуск энергии.

1.1.5. Расчеты при текущем прогнозировании должны выполняться для каждого из кварталов прогнозируемого периода. Показатели в целом за период регулирования, превышающий квартальный интервал, рассчитываются по результатам их определения за каждый из кварталов периода

 

 

^ 1.2. Перспективное прогнозирование

 

1.2.1. Основой для перспективного прогнозирования являются фактические показатели топливоиспользования в базовом периоде, данные о резервах тепловой экономичности и степени их использования в прогнозируемом периоде.

Базовым является последний отчетный период, соответствующий прогнозируемому. В качестве базового может быть принят любой другой отчетный период, объемы отпуска энергии в котором отличаются от объемов в прогнозируемом периоде не более чем на 10%.

1.2.2. При перспективном прогнозировании индекс «б» в условном обозначении указывает на принадлежность показателя к базовому периоду, а индекс «п» - к прогнозируемому.

 

 

^ 2. Текущее прогнозирование

 

2.1. Исходные данные по электростанции

(районной котельной)

 

2.1.1. Удельные расходы топлива на отпускаемую электростанцией электроэнергию и тепло (районной котельной - тепло) при текущем прогнозировании рассчитываются в последовательности, регламентированной макетом расчета номинальных и нормативных показателей, входящих в состав утвержденной нормативно-технической документации по топливоиспользованию.

Расчеты выполняются по каждому турбоагрегату и каждому типу котлоагрегатов.

По подгруппе в целом показатели определяются путем суммирования или взвешивания результатов расчетов показателей Турбо и котлоагрегатов, входящих в ее состав. В целом по электростанции показатели определяются на основе результатов их расчетов по отдельным подгруппам.

Исходные данные, необходимые для расчетов, определяются в обратной последовательности: от станционного уровня к подгруппам оборудования и отдельным агрегатам.

В качестве исходных данных принимаются ожидаемые по электростанции (районной котельной) значения показателей, характеризующие объемы производства энергии, режимы и условия эксплуатации, внешние факторы, резервы тепловой экономичности и степень их использования.

К основным из этих показателей относятся (для каждого из кварталов периода прогнозирования):

1. выработка электроэнергии;

2. расходы и параметры пара, отпускаемого внешним потребителям;

3. отпуск тепла в теплосеть;

4. структура сжигаемого топлива и его характеристики;

5. температура наружного воздуха;

6. температуры охлаждающей и исходной воды;

7. состав работающих турбо и котлоагрегатов. Применительно к конкретной электростанции полный перечень исходных данных приведен в макете.

При текущем прогнозировании в макеты вносятся рассматриваемые ниже изменения, касающиеся в основном способов получения исходных данных и определения отдельных показателей турбо и котлоагрегатов.

2.1.2. Ожидаемые значения отпуска тепла электростанцией внешним потребителям с паром фиксированного давления (Qn) и сетевой водой

(Qceт.в) Гкал, рассчитываются по формулам:
  (2.1.)
  (2.2.)
Где Dпотрj - отпуск пара j-ному потребителю, т

Значения Dпотрj принимаются на основании заявок потребителей;

ini - энтальпия пара в коллекторе, от которого обеспечивается отпуск пара, ккал/кг. Принимается по эксплуатационным данным или рассчитывается по параметрам пара, оговоренным в заявках на теплоснабжение потребителей;

 - энтальпия возврата конденсата j-ым потребителям пара, ккал/кг;

 - расходы прямой и подпиточной воды по i-ой магистрали теплосети, т.

Gподпi - Принимаются на основе заявок потребителей;

iпрям - энтальпии прямой и обратной сетевой воды, iобр ккал/кг.

Соответствуют температурному графику тепловой сети для ожидаемой средней температуры наружного воздуха;

iисх - энтальпия воды в источнике водоснабжения, ккал/кг.

 

 

^ 2.2. Расчет показателей турбоагрегатов

 

2.2.1. При расчете прогнозируемых тепловых нагрузок производственных и теплофикационных отборов турбин в обязательном порядке должен соблюдаться принцип их приоритетного использования по сравнению с другими источниками теплоснабжения (ПВК, БРОУ, РОУ).

Суммарный отпуск тепла из производственных отборов (противодавления) турбин (Qпо) Гкал, подключенных к коллектору пара давления в общем виде определяется по формуле:

 

 (2.3.)
где Dсн, Dхн, Dпб - расходы пара от коллектора на собственные, хозяйственные нужды, пиковые бойлеры, т;

Dpoy - расход пара в коллектор от РОУ, подключенных к источнику пара более высокого давления, т;

ik - средняя энтальпия конденсата (возвращаемого от внешних потребителей, потребителей собственных и хознужд) и добавка, восполняющего его не возврат, перед регенеративным подогревателем (деаэратором), подключенным к коллектору, ккал/кг.

Расход пара на собственные нужды рассчитывается по соответствующим зависимостям, входящим в состав нормативных характеристик оборудования.

На хозяйственные нужды расходы пара принимаются по отчетным данным.

Расходы тепла на пиковые бойлеры рассчитываются по уравнениям теплового баланса.

Загрузка РОУ допускается при дефиците пара отборов турбин (противодавления) или при прохождении минимумов графиков электрических нагрузок.

2.2.2. Отпуск тепла из теплофикационных отборов турбин (Qmo) в общем случае включает в себя: отпуск тепла внешним потребителям, на собственные () и хозяйственные нужды () от подогревателей, подключенных к этим отборам;

расходы тепла на подпитку теплосети и на нагрев добавка, восполняющего невозврат конденсата от потребителей пара отборов более высокого потенциала.

Ожидаемое значение суммарного отпуска тепла из теплофикационных отборов турбин, Гкал, может быть рассчитано по формуле:

 



 (2.4.)
где Qпвк - ожидаемый отпуск тепла от ПВК, Гкал.

Отпуск тепла от пиковых водогрейных котлов (пиковых бойлеров), Гкал, рассчитывается на основе прогноза продолжительности стояния температур наружного воздуха (τtнв), при которых необходимо их включение для обеспечения выполнения температурного графика теплосети:

 

  (2.5.)

 

где  - расход сетевой воды через пиковые водогрейные котлы или пиковые бойлеры, т/ч;

 -  энтальпии сетевой воды перед ПВК (пиковыми бойлерами) и за ними, ккал/кг.

2.2.3. При распределении электрических и тепловых нагрузок между отдельными агрегатами электростанции необходимо стремиться к минимизации затрат тепла турбинной установкой на выработку электроэнергии.

Для этой цели целесообразно применять специальные компьютерные программы. При отсутствии таких программ необходимо руководствоваться следующими рекомендациями:

1) В случае работы электростанции, в прогнозируемом периоде по тепловому графику, в первую очередь, должны загружаться отборы турбин с наибольшей, по сравнению с другими, турбинами подгруппы полной удельной выработкой электроэнергии по теплофикационному циклу.

2) При работе электростанции по электрическому графику распределение тепловых и электрических нагрузок должно производиться взаимосвязано.

3) При наличии на электростанции нескольких подгрупп оборудования, целесообразно в период максимума электрической нагрузки передавать тепловые нагрузки на подгруппу с более низкими начальными параметрами свежего пара с целью максимального ограничения ею конденсационной выработки электроэнергии. Причем больший эффект может быть обеспечен при передаче теплофикационной нагрузки.

4) При работе турбин с электрическими нагрузками, близкими к номинальным, для достижения максимальной теплофикационной выработки электроэнергии отборы однотипных агрегатов следует нагружать равномерно.

5) Летний период работы агрегатов с низкими нагрузками предопределяет неравномерный характер распределения тепловой нагрузки между турбинами вплоть до ее передачи на одну из них.

При параллельной работе турбин типа ПТ и Р, в первую очередь, как показывают расчеты, должны нагружаться отборы турбин ПТ до достижения наибольших значений полной удельной теплофикационной выработки электроэнергии.

При распределении тепловых нагрузок должны быть учтены:

ограничения заводов-изготовителей по минимальной загрузке отборов турбин;

особенности схемы теплофикационной установки в части отпуска тепла внешним потребителям и на собственные нужды;

надежность теплоснабжения потребителей.

2.2.4. После распределения тепловых нагрузок по диаграммам режимов и нормативным характеристикам определяются минимальная электрическая мощность каждой турбины и минимальная выработка электроэнергии электростанцией Эмин, тыс. кВтч:

 

  (2.6.)
где  мощность, развиваемая турбинами типа Р или турбинами типа ПТ, Т при работе с ухудшенным вакуумом и минимальная мощность турбин типа ПТ и Т при заданных нагрузках отборов (противодавления), тыс.кВт.

Значение  включает в себя теплофикационную мощность и мощность, развиваемую на вентиляционном пропуске пара в конденсатор при полностью закрытой диафрагме ЦНД. Факторы, увеличивающие  сверх минимально-необходимого уровня (неплотность регулирующей диафрагмы ЦНД, рост температуры выхлопного патрубка сверх допустимого уровня и прочие) должны быть подтверждены соответствующими документами.

Конденсационная выработка электроэнергии, подлежащая распределению между турбинами (ΔЭкн), тыс. кВтч определяется по формуле:

 

  (2.7.)
Распределение (ΔЭкн) между турбинами производится на основе предварительно рассчитанных характеристик относительных приростов расходов тепла на выработку электроэнергии по конденсационному циклу (Δqкн) для всех возможных сочетаний агрегатов.

В первую очередь загружаются агрегаты, имеющие наименьшие значения (Δqкн).

2.2.5. Распределение отпуска тепла внешним потребителям в паре одного давления или с сетевой водой между подгруппами электростанции производится пропорционально тепловым нагрузкам отборов турбин (Qпо, Qто) входящих в состав подгруппы.

2.2.6. Отпуск тепла от пиковых водогрейных котлов распределяется по подгруппам оборудования электростанции пропорционально отпуску тепла с сетевой водой.

2.2.7. Необходимые для расчетов значения часовых расходов свежего пара (D0) и пара в конденсаторы (D2) по отдельным турбинам с достаточной для целей прогнозирования точностью могут быть рассчитаны по формулам, т/ч:

 

D0 = (qт.ип × Nт × 10-3 + Qпо + Qтo ) × 103 / K (2.8.)
D2 = (qт.ип. × Nт × 10-3 – 86 × Nт / ηэ.м. - ΔQизл) × 103 / 550 (2.9.)
где qт.ип - исходно-номинальный удельный расход тепла брутто по турбине, ккал/кВтч;

К - коэффициент соотношения расхода тепла и свежего пара на турбину. Может быть принят равным 0,6-0,7 или рассчитан по формуле:

 

K = i0iпв + αпп × Δiпп (2.10)
где i0 - iпв Δiпп - энтальпии свежего пара, питательной воды, прирост энтальпии в тракте промперегрева, ккал/кг;

αпп - доля пара промперегрева от расхода свежего пара;

ηэ.м - электромеханический КПД, %. Принимается равным 97%;

ΔQизл - потери тепла через теплоизоляцию турбины, Гкал/ч. Для турбин мощностью 25,50 и 100 МВт могут быть приняты 0,49; 0,61 и 1,18 Гкал/ч.

Параметры свежего пара, пара после промперегрева при прогнозировании должны соответствовать значениям, принятым в нормативных характеристиках турбин в качестве номинальных.

2.2.8. Давление пара в камерах производственных отборов турбин рассчитывается по формуле, кгс/см2:

 

Рп = ΣРпотр . j × D потр . j / ΣD потр . j + ΔP п.пот (2.11.)
где Рпотр . j - давление, кгс/см и расход пара, т, по каждому внешнему потребителю (на выводах со станции). Принимаются в соответствии с заключенными договорами с потребителями, ;

ΔP п.пот - потери давления в паропроводах от выводов до камеры отбора турбины, кгс/см2.

2.2.9. Давление пара в камерах теплофикационных отборов турбин определяется в следующей последовательности:

1) Прогнозируемый период разбивается на две части: период совместной работы ПВК или пиковых бойлеров и отборов (псут) и период отпуска тепла только из отборов (тсут).

По средней ожидаемой за псут и тсут температуре наружного воздуха  определяется температура прямой сетевой воды (tпр.св) °С, на основании температурного графика тепловой сети:

 

  (2.12.)
  (2.13.)
2) Рассчитывается средняя температура сетевой воды за основными подогревателями , °С:

 

 (2.14)
где Δtсп.пвк.пб - нагрев сетевой воды в ПВК или пиковых бойлерах, °С;

 

 (2.15.)
где  - температура сетевой воды за основными подогревателями, соответствующая максимальному давлению пара в теплофикационных отборах (), °С

  (2.16.)
где  - температура насыщения при давлении, (), °С

 - номинальный температурный напор в основных подогревателях, °С.

3) Определяются средняя температура насыщения и само давление в камере отбора турбины:

 

 (2.17.)
 (2.18.)
где  - потери давления в паропроводах от выводных коллекторов до камеры отбора i-ой турбины, кгс/2.

2.2.10. Увеличение расхода тепла на производство электроэнергии при условном отсутствии отпуска тепла внешним потребителям из отборов и противодавления турбин (ΔQэ(отр) ), Гкал, определяется по формулам:

для турбин типа ПТ, Т:

 

 (2.19.)
для турбин типа Р, ПР:
 (2.20.)
где  - удельные расходы тепла брутто по турбине при отсутствии отпуска тепла из отборов (регуляторы давления в обоих отборах включены) и при прогнозируемой электрической нагрузке, ккал/кВтч;

qкн - удельный расход тепла на турбину с конденсатором, имеющей такие же параметры свежего пара, как и по турбинам типа Р, ПР при прогнозируемой электрической нагрузке при отсутствии отпуска тепла из отборов (регуляторы давления в отборах включены), ккал/кВтч;

Эт - прогнозируемая выработка электроэнергии турбиной, тыс.кВтч;

Кот - отношение по подгруппе отпуска тепла внешним потребителям отработавшим паром к суммарной нагрузке отборов.

Для турбин с конденсацией пара при отпуске тепла из конденсатора за счет «ухудшенного» вакуума значение  допускается принимать равным величине отпуска тепла из конденсатора.

2.2.11. Конечной целью выполнения расчетов по турбинной установке является получение по подгруппам оборудования прогнозируемых значений:

абсолютных и удельных расходов тепла брутто на выработку электроэнергии (Qэ, Гкал и qm, ккал/кВтч);

абсолютных и удельных расходов тепла (, Гкал и ,%) и электроэнергии ( тыс.кВч и ,%) на собственные нужды;

удельного расхода тепла нетто (, ккал/кВтч).

 

 

  1   2

Похожие рефераты:

Методика определения удельных расходов топлива на тепло в зависимости...
Методика определения удельных расходов топлива на тепло в зависимости от параметров пара, используемого для целей теплоснабжения
Что означает термин местная инструкция?
В какие сроки пересматриваются энергетические характеристики оборудования и графики расчетных удельных расходов топлива и воды на...
Что означает термин местная инструкция?
В какие сроки пересматриваются энергетические характеристики оборудования и графики расчетных удельных расходов топлива и воды на...
Методические рекомендации по составлению технико-экономических обоснований...
Председателя Комитета государственного энергетического надзора Министерства индустрии и новых технологий
Методические указания по определению величины накладных расходов...
Методические указания предназначены для определения величины накладных расходов
Методические указания для подготовки к входному компьютерному тестированию...
Данные методические указания содержат тематический план курса «Прогнозирование и планирование экономики»
Методические указания по расчету удельного расхода топлива на отпуск тепловой энергии
По расчету удельного расхода топлива на отпуск тепловой энергии (далее – Методические указания) разработаны в соответствии с подпунктом...
Методические указания к выполнению лабораторных работ по дисциплине «экологическая химия»
Наряду с констатацией происходящих в природе часто негативных изменений нужно переходить к прогнозированию и управлению качеством...
Указания по заполнению в формах государственной статистической отчетности...
Общей условной статистической единицей, которая применяется для отражения данных о расходе всех видов топлива, является 1 тонна условного...
Методические рекомендации по количественному прогнозированию твердых...
Методические рекомендации по количественному прогнозированию твердых полезных ископаемых. Алма-Ата, Казимс, 1982. 96 с. (соавторы...

Вы можете разместить ссылку на наш сайт:
Школьные материалы


При копировании материала укажите ссылку © 2013
контакты
referatdb.ru
referatdb.ru
Рефераты ДатаБаза