Главная/Руководящие документы - РД/РД 153-34.1-22.508-2001. Методические указания по определению обеспеченности электрической мощности электростанций циркуляционными системами водоснабжения

РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ "ЕЭС РОССИИ"

 

ДЕПАРТАМЕНТ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКИ И РАЗВИТИЯ

 

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ОБЕСПЕЧЕННОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ МОЩНОСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ ЦИРКУЛЯЦИОННЫМИ СИСТЕМАМИ ВОДОСНАБЖЕНИЯ

 

РД 153-34.1-22.508-2001

 

УДК 621.311

Дата введения 2001  -    09    -    01

год - месяц - число

 

Разработано Открытым акционерным обществом "Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС"

 

Исполнитель В.А. КАЛАТУЗОВ

 

Утверждено Департаментом научно-технической политики и развития РАО "ЕЭС России" 06.06.2001 г.

 

Первый заместитель начальника                                 А.П. ЛИВИНСКИЙ

 

Срок первой проверки настоящего РД - 2005 г., периодичность проверки - один раз в 5 лет.

 

Взамен МУ 34-70-143-86

 

 

Настоящие Методические указания устанавливают основные положения по организации и методике определения обеспеченности электрической мощности электростанций циркуляционными системами водоснабжения.

Методические указания разработаны на основании опыта эксплуатации, наладки и испытаний оборудования, сооружений и систем циркуляционного водоснабжения электростанций и содержат в себе графоаналитический метод расчета.

Выполнение расчетов построено на характеристиках циркуляционных систем по пропускной способности, охладительному эффекту, распределению нагрузок между гидроохладителями и др.

Расчеты, выполненные по Методическим указаниям, определяют:

— максимальные возможности электростанций по выработке электрической мощности с учетом планируемых отборов пара Т и П для расчетного периода;

— направление эффективных капитальных вложений.

Методические указания обязательны для:

— эксплуатационного персонала электростанций, диспетчерских служб;

— предприятий, решающих вопросы планирования выработки электрической мощности и участвующих в согласовании располагаемых мощностей электростанции;

— проектных организаций и конструкторских бюро для анализа выбираемой системы циркуляционного водоснабжения при проектировании электростанций, выполнении проектов реконструкции и модернизации сооружений и оборудования циркуляционных систем технического водоснабжения.

Обеспеченность электрической мощности определяется как соответствие параметров циркуляционной системы охлаждения (количества и температуры охлаждающей воды) конденсационным нагрузкам турбоагрегатов с их номинальной электрической мощностью при планируемых объемах производственных и теплофикационных отборов без превышения предельно допустимых значений температуры охлаждающей воды и давления пара в конденсаторах (температуры насыщения пара).

Несоответствие параметров циркуляционной системы заданной конденсационной нагрузке электростанции выражается в ограничении мощности турбоагрегатов.

Ограничение мощности является суммой ограничений, возникающих при изменении (повышении) давлений пара в конденсаторах турбин и изменении (снижении) расхода свежего пара на турбины при достижении предельно допустимых значений давления пара в конденсаторах турбин в зависимости от категории ограничений.

Расчеты, выполненные по Методическим указаниям, являются обязательным документом, предоставляемым электростанциями в организации, согласовывающие ограничения мощности. Согласованное значение располагаемой мощности (ограничение мощности) в часы учета рабочей мощности отображается на графиках  и .

С выходом настоящих Методических указаний утрачивают силу "Методические указания по определению обеспеченности электрической мощности электростанций циркуляционными системами водоснабжения: МУ 34-70-143-86" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1987).

 

1 ОСНОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

 

Dо — расход свежего пара на турбину, т/ч;

Dкj — расход пара в конденсатор турбины, т/ч;

j — порядковый номер турбины;

Dрег — расход пара на регенерацию, т/ч;

Dтj — расход пара из теплофикационных отборов, т/ч или Гкал/ч;

Dпj — расход пара из производственных отборов, т/ч;

 — располагаемая мощность электростанции, МВт;

 — установленная мощность электростанции, МВт;

 — расчетная мощность турбоагрегата, МВт

 — изменение мощности турбины из-за повышения давления пара (ухудшения вакуума) в конденсаторе, МВт;

Dij — разность теплосодержаний отработавшего пара и конденсата, ккал/кг;

 — общая тепловая нагрузка циркуляционной системы в расчетном режиме, Мкал/ч;

— средняя удельная тепловая нагрузка градирни, Мкал/(м2·ч);

Dtсв — средневзвешенный перепад температур воды (ширина зоны охлаждения) при охлаждении в гидроохладителях, °С;

Dtкj — нагрев воды в конденсаторе турбины, °С;

dtj — температурный напор конденсатора, °С;

 — предельно допустимая температура насыщенного пара в конденсаторе, °С;

 — температура насыщенного пара в конденсаторе, °С;

 — средневзвешенная температура воды после охлаждения в гидроохладителях (на входе в конденсаторы турбин), °С;

t2i — температура воды после охлаждения в гидроохладителе, °С;

te — температура воды в естественном водоеме, °С;

W — расход охлаждающей воды в циркуляционной системе (без учета расхода воды на маслогазоохладители), м3/ч;

 — проектная гидравлическая нагрузка гидроохладителя, м3/ч;

Wi — фактическая гидравлическая нагрузка гидроохладителя, м3/ч;

 — номинальный расход охлаждающей воды через конденсатор турбины, м3/ч;

Wкj — фактический расход охлаждающей воды через конденсатор турбины, м3/ч;

Fi — площадь орошения градирни, м2;

g — удельный вес нагретой воды при ее расчетной температуре, кг/м3;

С — удельная теплоемкость воды, применяемая в расчетах равной 1 ккал/(кг·°С);

q — температура воздуха по сухому термометру, °С;

t — температура воздуха по смоченному термометру, °С;

j — относительная влажность воздуха, %;

e — упругость водяного пара, мБ;

cj — коэффициент уменьшения паровой нагрузки конденсатора.

 

2 ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

 

2.1 Установленная электрическая мощность тепловой электростанции (ТЭС) — суммарное значение наибольшей активной электрической мощности турбоагрегатов в соответствии с техническими условиями или паспортом на оборудование.

2.2 Ограничение установленной мощности тепловой электростанции — значение вынужденного недоиспользования установленной мощности (ГОСТ 19431-84).

2.3 Технические ограничения — снижение установленной мощности агрегата из-за его неудовлетворительного состояния, не устраняемого во время капитальных ремонтов, конструктивных дефектов или несоответствия производительности отдельного оборудования (сооружений) установленной мощности, отсутствия тепловых нагрузок на турбинах типа Р.

Для устранения технических ограничений мощности требуются значительные материальные затраты и длительный останов оборудования. В случае экономической целесообразности или отсутствия возможности устранения технических ограничений производится перемаркировка установленной мощности оборудования электростанции в соответствии с действующим в отрасли порядком.

2.4 Сезонные ограничения — снижение установленной мощности агрегата из-за действия внешних сезонно повторяющихся факторов (ухудшение вакуума в конденсаторах турбин вследствие повышения температуры охлаждающей воды в летний период, сезонные изменения тепловых нагрузок).

2.5 Временные — режимные ограничения — снижение установленной мощности агрегата из-за недостатка тепловых нагрузок (на турбинах типа Р), увеличения конденсационной выработки (на турбинах типов ПТ и Т), конструктивных особенностей отдельных типов турбин, не позволяющих развивать номинальную мощность при низких нагрузках отборов, работы турбин в режимах ухудшенного вакуума, на противодавлении с отключенными ЦНД и т.д.

2.6 Временные ограничения периода освоения — снижение установленной мощности вновь введенного агрегата в период нормативных сроков освоения и из-за строительно-монтажных недоделок.

2.7 Системные ограничения — недостаточная пропускная способность электрических связей, определяющая режим работы и уровень нагрузок оборудования электростанций.

 

3 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

 

3.1 Настоящие Методические указания разработаны для определения обеспеченности электростанций циркуляционными системами технического водоснабжения и ограничений мощности электростанций графоаналитическим методом.

3.2 Основными причинами возникновения ограничений мощности электростанций из-за циркуляционных систем технического водоснабжения являются:

— просчеты, допущенные на стадии проектирования электростанции;

— просчеты в проектах реконструкции и модернизации оборудования и сооружений, входящих в циркуляционную систему;

— недостатки строительства и монтажа;

— изменения (перераспределение) проектных нагрузок (Dп, Dт, Dк) при выработке электрической мощности теплофикационными турбинами;

— изменение состава турбинного парка электростанции;

— эксплуатационные ухудшения в работе циркуляционных систем, гидроохладителей, конденсационных установок;

— нарушения правил эксплуатации электростанций.

3.3 В основу расчетов заложен принцип проверки значений температуры охлаждающей воды по трем ограничивающим факторам:

— максимально допустимому значению температуры охлаждающей воды t2 = 33,0 °C, по техническим условиям эксплуатации маслогазоохладителей (МГО) турбоагрегатов. Данное условие не учитывается в случаях, когда охлаждение МГО производится от постороннего источника поступления охлажденной воды;

— максимально допустимому давлению отработавшего пара в конденсаторах турбин р2 = 12 кПа (0,12 кгс/см2). Для турбоагрегатов среднего давления и с ухудшенным вакуумом возможны и другие ограничивающие значения давлений отработавшего пара;

— максимально допустимому значению температуры охлаждающей воды по техническим условиям работы фильтров БОУ t2 = 40,0 °C (частный случай).

3.4 Турбины с противодавлением, газовые турбины в расчетах не рассматриваются. В зависимости от схемы охлаждения МГО в расчетах может быть учтена их тепловая нагрузка и расход охлаждающей воды.

3.5 Расчеты по обеспеченности и ограничению мощности циркуляционными системами технического водоснабжения производятся по результатам натурных испытаний оборудования и технологических сооружений (градирен), входящих в циркуляционную систему электростанции. В расчетах учитываются результаты испытаний, полученные специализированными организациями в соответствии с действующими нормативными документами.

3.6 Определение обеспеченности и ограничений мощности турбоагрегатов производится в независимости от технического состояния котлов и турбоагрегатов. Условно принимается техническое состояние котлов и турбоагрегатов, соответствующее нормативным показателям.

3.7 Для каждого конкретного случая определяется категория ограничений:

— технические;

— сезонные;

— временные — режимные.

В зависимости от категорий ограничений определяются способ их устранения и экономическая эффективность принимаемых решений.

3.8 При выполнении расчетов по настоящим Методическим указаниям используются типовые энергетические характеристики турбоагрегатов и их конденсаторов, нормативные или расчетные характеристики работы гидроохладителей, циркуляционных насосов.

 

4 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТА ОБЕСПЕЧЕННОСТИ

ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ МОЩНОСТИ

 

4.1 Расчет обеспеченности и ограничений электрической мощности циркуляционными системами охлаждения производится для неотопительного периода эксплуатации. Однако не исключена необходимость проведения расчетов и для других условий.

4.2 Для проведения расчетов необходимы следующие исходные данные:

4.2.1 По турбоагрегатам:

— количество и типы турбоагрегатов на электростанции;

— типы конденсаторов на каждом турбоагрегате;

— средние значения эксплуатационных расходов пара из регулируемых отборов каждого турбоагрегата для рассматриваемого (расчетного) периода;

— нормативные энергетические характеристики турбоагрегатов и их конденсаторов.

4.2.2 По градирням:

— количество и типы градирен с указанием площади орошения, высоты вытяжной башни, высоты воздуховходного окна, типа и высоты оросителя;

— нормативные, проектные характеристики градирен и характеристики, полученные по результатам натурных испытаний;

— техническое состояние градирен на текущий период.

4.2.3 По водохранилищам-охладителям:

— план водохранилища, его ширина и длина;

— полная площадь водохранилища.

4.2.4 По системе циркуляционного водоснабжения:

— схема циркуляционного водоснабжения с указанием мест установки циркуляционных насосов, конденсаторов турбин, гидроохладителей, направлений движения потоков воды;

— характеристики циркуляционных насосов при их параллельной или последовательной работе (в зависимости от схемы);

— расход охлаждающей воды в системе при работе всех циркуляционных насосов;

— заводские характеристики циркуляционных насосов или характеристики по данным испытаний;

— расход охлаждающей воды на МГО и возможность подачи ее от других источников, не входящих в циркуляционную систему.

4.3 Расчетные метеорологические условия района расположения электростанции для расчетного периода определяются по данным местных метеорологических служб.

Порядок определения исходных метеорологических параметров приведен в приложении А.

4.4 Температура охлаждающей воды перед конденсаторами определяется по температуре воды на выходе из гидроохладителей с учетом особенностей конкретной циркуляционной системы (подача охлаждающей воды после МГО на гидроохладители или на сторону всасывания циркуляционных насосов).

Температура воды после охлаждения в гидроохладителях определяется по [1], [2] и характеристикам, построенным по результатам натурных балансовых испытаний вновь построенных или реконструированных градирен. В случае ухудшения полученных при испытаниях результатов по сравнению с нормативными характеристиками соответствующих градирен [1], [2] указывается причина, срок и способы устранения. Характеристики, полученные при испытаниях вновь построенных или реконструированных градирен, могут использоваться в качестве нормативных, если результат по ним соответствует или улучшает результат по [1], [2] для соответствующих типов градирен с асбошиферным оросителем и данные характеристики утверждены ОАО "Фирма ОРГРЭС" (Москва).

 

5 ГРАФОАНАЛИТИЧЕСКИЙ МЕТОД РАСЧЕТА ОБЕСПЕЧЕННОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ МОЩНОСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ ЦИРКУЛЯЦИОННЫМИ СИСТЕМАМИ ТЕХНИЧЕСКОГО ВОДОСНАБЖЕНИЯ

 

5.1 Расчет обеспеченности электрической мощности электростанций циркуляционными системами производится:

5.1.1 Для ТЭЦ:

— при работе всех турбоагрегатов с номинальной электрической мощностью и эксплуатационных параметрах регулируемых отборов пара Т и П расчетного периода;

— при определении возможности форсировки электрической мощности сверх номинальной с пропуском освобождающегося пара производственного и теплофикационного отборов в конденсатор при работе всех турбин в конденсационном режиме с максимальным расходом пара в конденсатор.

5.1.2 Для электростанций с турбинами типа К при работе всех турбоагрегатов с номинальной мощностью.

5.2 Расчет производится в следующем порядке:

5.2.1 При эксплуатационных расходах пара из регулируемых отборов для расчетной электрической нагрузки по диаграмме режимов работы турбин определяется расход свежего пара Dо на соответствующую турбину.

5.2.2 Расход пара на регенерацию каждой турбины определяется по паспортным характеристикам регенеративных подогревателей турбоагрегатов ПНД и ПВД. Число регенеративных отборов и соответственно ступеней подогрева составляет 7-10, общая доля отбора пара достигает примерно 30 % расхода свежего пара. В случае отсутствия информации по паспортным характеристикам допускается определение расхода пара на регенерацию по формуле

Dрег = 0,3Dо.                                                             (5.1)

5.2.3 Для расчетного режима определяется расход пара в конденсатор каждой турбины:

 = Do - Dп - Dт - Dрег.                                                  (5.2)

5.2.4 Общий расход охлаждающей воды W в циркуляционной системе определяется из условий:

— характеристики совместной работы всех циркуляционных насосов;

— номинального расхода охлаждающей воды в конденсаторы турбин;

— фактической производительности градирен или проектной (в случае отсутствия результатов испытаний).

В случае несовпадения значений по одному из трех условий в расчете принимается минимальное из трех значений расхода воды в системе W.

5.2.5 Распределяется гидравлическая нагрузка между гидроохладителями по двум сравниваемым вариантам:

— согласно результатам проведенных испытаний:

W1 + W2 + Wj = W.

Если гидравлическая нагрузка между гидроохладителями по данным испытаний не совпадает с проектными значениями, то указываются причина, вызывающая несовпадение, срок и способы устранения.

До устранения причин, вызывающих непроектное распределение воды между гидроохладителями, в качестве исходных данных в расчетах обеспеченности мощности используются результаты, полученные при натурных испытаниях (1-й вариант). Одновременно производится расчет при достижении проектного расхода воды в случае устранения причин его снижения (2-й вариант). Сравнение расчетов по 1-му и 2-му вариантам позволяет определить объем увеличения мощности электростанции, экономию расхода топлива, сопоставить капитальные затраты на увеличение расхода воды с экономически достигаемым при этом результатом;

— пропорционально их проектной производительности в случае отсутствия результатов натурных испытаний при проектировании электростанций или их расширении:

.                                                          (5.3)

5.2.6 Производится распределение расходов охлаждающей воды между конденсаторами:

— для циркуляционных систем с поперечными связями пропорционально номинальному расходу воды в конденсаторы:

;                                                        (5.4)

— для блочной схемы — пропорционально подаче циркуляционных насосов.

5.2.7 Определяется тепловая нагрузка циркуляционной системы в расчетном режиме:

.                                                          (5.5)

5.2.8 Определяется удельная тепловая нагрузка на гидроохладители в расчетном режиме:

для градирен:

;                                                            (5.6)

;                                                       (5.7)

для водохранилищ-охладителей:

.                                                         (5.8)

По полученному значению удельной тепловой нагрузки расчетного режима:

— для градирен при нескольких значениях температуры воздуха q и влажности j расчетного периода по номограммам [1], [2] для каждого типа градирен находятся соответствующие значения t2i;

— для водохранилищ-охладителей при нескольких значениях температуры воды в естественном водоеме te по номограммам [1], [2] находятся соответствующие значения t2i.

Таким же образом находятся соответствующие значения t2i еще для нескольких произвольных значений удельной тепловой нагрузки, меньших расчетной.

5.2.9 По полученным значениям t2i для каждого значения удельной тепловой нагрузки определяется средневзвешенная температура воды после гидроохладителей (перед конденсаторами):

.                                                        (5.9)

Все полученные значения сводятся в таблицу.

5.2.10 По полученным значениям температуры охлаждающей воды при фиксированных значениях удельной тепловой нагрузки и температуры воздуха строятся графики  или .

5.2.11 Проверяются условия максимально допустимых значений температуры охлаждающей воды, при превышении которых начинаются ограничения и строится расчетная линия ограничения нагрузки:

— по условиям охлаждения МГО °C;

— по условиям предельно допустимого давления отработавшего пара в конденсаторах турбин р2 = 12 кПа (0,12 кгс/см2), t" = 49,1°С.

Для построения линии ограничения по условиям достижения предельно допустимого давления отработавшего пара необходимо задаться несколькими значениями температуры охлаждающей воды после гидроохладителей (перед конденсаторами):

.

При заданных значениях , расчетном значении  и известном уже Wкj определяются значения температуры насыщенного пара в конденсаторе каждой турбины по формулам:

;                                                     (5.10)

,                                                      (5.11)

где  — температурный напор в конденсаторе, определяется по нормативным характеристикам конденсаторов при расчетном значении  и для каждого значения заданной . В случае отсутствия нормативных характеристик допускается определение  по заводским характеристикам.

Графически определяются значения температуры охлаждающей воды  для каждой турбины, при которой  достигнет предельно допустимого значения, равного 49,1°С. Это граничная точка (точка перегиба), при превышении значения температуры пара в которой необходимо снижать расход свежего пара на турбину и электрическую мощность.

Для определения значения температуры точки перегиба каждой турбины строится график , где в качестве граничного значения для всех турбин является  = 49,1°С.

Допустимое значение расхода пара в конденсатор каждой турбины в точках перегиба определяется с помощью коэффициента уменьшения паровой нагрузки конденсатора, который определяется по формуле

.                                                 (5.12)

В соответствии с найденными значениями cj, определяются расходы пара в конденсаторы каждой турбины для точек перегиба:

при cj ³ 1 ;    при cj < 1 .                          (5.13)

При cj = 1 турбина работает в граничном режиме, т.е. в точке перегиба.

По полученным значениям Dкj в точках перегиба определяются значения удельной тепловой нагрузки гидроохладителей для соответствующих значений :

— для циркуляционных систем с градирнями

;

— для циркуляционных систем с водохранилищами-охладителями

.

Полученные значения  и Dtсв откладываются соответственно на графиках  или , на которых наносится также линия ограничения мощности по условиям предельно допустимого давления отработавшего пара до пересечения с линией ограничения по  = 33°С. Таким образом определяется положение расчетной линии обеспеченности (ограничения).

5.2.12 На графике  или  методом интерполяции определяются значения q или te, проходящие через каждую точку перегиба.

Расход пара в конденсатор каждой турбины для этих точек уже известен из формулы (5.2). Определение расхода пара для uср градирен или для Dtсв водохранилищ-охладителей, лежащего ниже точки пересечения линии р2 с линией 33°С, при увеличении значений q или tе производится по формулам:

;                                                   (5.14)

 или ,                                 (5.15)

где Dкj — расход пара в конденсатор турбины, определенный в точке пересечения линии р2 с линией 33°С;

,  — средняя удельная тепловая нагрузка градирни, водохранилища-охладителя, соответствующая .

5.2.13 По известным уже значениям Dкj определяются соответствующие им значения расходов свежего пара Doj каждой турбины по формуле

Doj = Dт + Dп +Dк + Dрег                                                        (5.16)

или

Doj = (Dт + Dп + Dк)/0,7,                                                        (5.17)

где 0,7 — коэффициент, учитывающий расходы пара регенеративных отборов.

5.2.14 По типовым энергетическим характеристикам турбоагрегатов для полученных значений расходов свежего пара на турбину определяются соответствующие им значения мощности.

В соответствии с найденными значениями мощности при фиксированных значениях температуры окружающего воздуха или температуры воды в естественном водоеме строится график обеспеченности (располагаемой мощности) электростанции в координатах:  — ордината, q или tе — абсцисса.

На графиках  и  отображается точка мощности электростанции при температуре атмосферного воздуха q = 24,6°С и влажности j = 57%, соответствующая атмосферным показателям, при которых выполнен проект градирен ЛоТЭП (ЛоАЭП). Тепловая нагрузка при этом на градирню составляет 8-10°С, а температура охлажденной воды не превышает 33,0°С. Отображение данной точки необходимо как при проектировании электростанций, так и при эксплуатации с целью контроля соответствия проектных решений фактическим условиям эксплуатации.

При построении окончательного графика  или  учитываются поправки  на изменение давления пара в конденсаторе, определяемые по нормативным характеристикам конденсаторов. В случае отсутствия нормативных характеристик допускается пользоваться следующей зависимостью: изменение температуры охлаждающей воды перед конденсаторами турбин на ±1°С по сравнению с температурой, установленной заводом-изготовителем, соответствует изменению мощности турбины на ±0,4% расчетной мощности. В особых случаях, обусловленных режимом энергопотребления, расчет производится без учета поправки .

Примеры определения обеспеченности электрической мощности на электростанциях приведены в приложении Б.

 

 

Приложение А

(рекомендуемое)

 

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИСХОДНЫХ МЕТЕОРОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ

ДЛЯ ПОСТРОЕНИЯ ГРАФИКА ОБЕСПЕЧЕННОСТИ

ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ МОЩНОСТИ

 

1. Для расчета температуры воды на выходе из градирни необходимы следующие метеорологические параметры:

— температура воздуха по сухому термометру q, °С;

— относительная влажность воздуха j, %;

— скорость ветра на высоте 2 м над поверхностью земли w2, м/с.

Для расчета температуры охлаждающей воды в водохранилище-охладителе необходимы следующие метеорологические параметры:

— естественная температура воды в неподогреваемом водоеме tе, °C;

— скорость ветра на высоте 2 м над водной поверхностью водохранилища w2, м/с.

2. Наиболее полно метеорологические параметры приводятся в действующем на территории России "Справочнике по климату СССР", изданном Гидрометеоиздатом в 5 частях.

Метеорологические параметры, необходимые для расчета температуры воды после охлаждения, выбираются для ближайшей к ТЭС метеорологической станции по следующим таблицам Справочника:

— таблица 1 "Средняя месячная и годовая температура воздуха" (ч. 2);

— таблица 6 "Число дней со средней суточной температурой воздуха в различных пределах" (ч. 2);

— таблица 12 "Абсолютный максимум температуры воздуха" (ч. 2);

— таблица 3 "Средняя месячная и годовая скорость ветра" (ч. 3);

— таблица 1 "Средняя месячная и годовая упругость водяного пара" (ч. 4).

Данные могут быть представлены электростанции по ее запросу учреждениями гидрометеослужбы (территориальными гидрометеослужбами, гидрометеообсерваторией и др.), которые в обязательном порядке имеют выпуск указанного Справочника для своего региона, или Бюро гидрометеорологических расчетов и справок Центральной высотной гидрометеорологической обсерватории Госкомгидромета России.

Не допустимы нарушения предельно допустимых значений температуры охлажденной воды по условиям работы МГО и предельно допустимых значений давления отработанного пара в конденсаторах турбин. Данное требование должно быть обеспечено при одном из трех предельных значений метеофакторов (максимальное значение, 5%, 10% обеспеченности среднесуточных значений температуры и влажности) — таблица А.1.

 

Таблица А.1

 

Пункт

Максимальные значения

Обеспеченность

5%

10%

q

j

t

q

j

t

q

j

t

Астрахань

31,4

50

23,6

28,3

55

22,4

27,8

56

21,6

Владивосток

27,7

74

24,2

23,9

80

21,5

22,7

84

20,8

Волгоград

32,8

31

21,0

28,9

37

19,3

27,6

41

19,0

Воронеж

30,0

39

20,5

25,5

46

18,2

23,9

51

17,6

Иркутск

24,4

59

19,2

20,6

68

17,0

19,7

71

16,5

Казань

29,5

38

20,0

24,7

51

18,2

23,3

55

17,7

Краснодар

30,0

54

23,2

26,5

57

20,6

25,5

59

20,1

Красноярск

25,7

52

19,2

22,6

61

17,9

21,4

64

17,2

Москва

28,7

52

22,0

24,6

57

19,0

22,9

59

17,9

Нижний Новгород

29,5

46

21,4

24,0

52

17,8

22,7

56

17,3

Новосибирск

26,8

53

20,4

23,6

64

19,2

22,2

66

18,2

Омск

29,2

42

20,4

24,1

50

17,6

22,5

64

16,8

Орск

33,3

34

22,0

24,1

50

17,6

22,5

64

16,8

Пермь

28,5

47

20,8

23,2

56

17,7

21,9

60

17,2

Ростов-на-Дону

32,3

30

20,4

27,8

41

19,2

26,5

46

19,0

Санкт-Петербург

30,0

54

23,2

23,2

60

18,2

21,7

63

17,4

Свердловск

29,0

45

20,8

23,2

57

27,8

21,5

62

17,0

Томск

28,0

62

22,8

22,2

66

18,2

20,8

69

17,3

Уфа

29,4

42

20,6

25,3

48

18,3

23,8

53

17,8

Хабаровск

28,8

62

23,4

25,0

74

21,8

24,0

77

21,2

Челябинск

29,8

50

22,3

23,7

54

17,8

22,4

58

17,3

 

Обеспеченности, равной 5%, 10%, соответствует продолжительность стояния температур q, t и влажности j соответственно в течение 5 и 10 дней в году.

Среднесуточные значения температуры и влажности вычисляются по данным четырех разовых измерений в 9 ч 00 мин, 12 ч 00 мин, 15 ч 00 мин, 18 ч 00 мин. Выбор предельного значения метеофакторов определяется в зависимости от требований эксплуатации.

Согласование ограничений мощности выполняется при средней за последние 5 лет температуре наружного воздуха в часы учета рабочей мощности, принимаемой по данным наблюдений местной метеослужбы или справочным данным. Точка, соответствующая температуре атмосферного воздуха в часы учета рабочей мощности, отображается на рисунке Б.3.

3. Пример определения метеорологических параметров района г. Смоленска: из соответствующих таблиц Справочника выбираются среднемесячные значения температуры воздуха q, упругости водяного пара e и абсолютного максимума температуры воздуха qmах, обозначаемые в Справочнике соответственно t, e, tmax, значения которых приведены в таблице А.2 по месяцам.

 

Таблица А.2

 

Параметр

Январь

Февраль

Март

Апрель

Май

Июнь

Июль

Август

Сентябрь

Октябрь

Ноябрь

Декабрь

q°С

-6,9

-6,4

-2,2

5,3

12,6

16,0

17,8

16,2

11,6

5,6

0,0

-4,5

e мБ

3,6

3,6

4,3

6,8

9,5

12,5

14,4

14,0

11,0

7,8

5,9

4,4

qmах°С

6,0

8,0

19,0

26,0

31,0

33,0

35,0

34,0

29,0

25,0

16,0

10,0

 

Соответствующие каждому месяцу параметры q и e наносятся на график и соединяются линиями при повышении и понижении температуры воздуха, затем проводится линия средних значений (рисунок А.1).

 

1 - январь-июль; 2 — август-декабрь; 3 - средние значения января-декабря;

- справочные значения q и e для марта-июля;

- справочные значения q и e для августа-декабря

 

Рисунок А.1 - Зависимость упругости водяного пара e

от температуры воздуха q для района г. Смоленска

 

Для температур воздуха, превышающих их среднемесячные значения, зависимость qср = f(q) экстраполируется до qmах.

4. Для построения графика обеспеченности мощности электростанции в неотопительный период циркуляционной системой водоснабжения с градирнями задается ряд значений q, для каждого из которых определяется относительная влажность по формуле

j = (eср/Е)·100%,

где eср - среднее значение упругости водяного пара, определяемое по рисунку А.1;

Е — максимальная упругость водяного пара, определяемая по таблице А.3.

Ниже приведены результаты исходных расчетных данных q и j:

 

q°C

5

10

15

20

25

30

35

e мБ

7,1

9,1

12,5

16,0

19,3

22,5

15,6

E мБ

8,7

12,3

17,1

23,4

31,7

42,5

56,3

j %

82

74

73

68

61

53

45

 

Таблица А.3

 

Температура, °С

Максимальная упругость водяного пара Е, мБ

Температура (десятые доли градуса), °С

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

5

8,7

8,8

8,8

8,9

9,0

9,0

9,1

9,2

9,2

9,3

6

9,4

9,4

9,5

9,5

9,6

9,7

9,7

9,8

9,9

10,0

7

10,0

10,1

10,2

10,2

10,3

10,4

10,4

10,5

10,6

10,6

8

10,7

10,8

10,9

11,0

11,0

11,1

11,2

11,2

11,3

11,4

9

11,5

11,6

11,6

11,7

11,8

11,9

12,0

12,0

12,1

12,2

10

12,3

12,4

12,4

12,5

12,6

12,7

12,8

12,9

13,0

13,0

11

13,1

13,2

13,3

13,4

13,5

13,6

13,7

13,8

13,8

13,9

12

14,0

14,1

14,2

14,3

14,4

14,5

14,6

14,7

14,8

14,9

13

15,0

15,1

15,2

15,3

15,4

15,5

15,6

15,7

15,8

15,9

14

16,0

16,1

16,2

16,3

16,4

16,5

16,6

16,7

16,8

17,0

15

17,1

17,2

17,3

17,4

17,5

17,6

17,7

17,8

18,0

18,1

16

18,2

18,3

18,4

18,5

18,7

18,8

18,9

19,0

19,1

19,3

17

19,4

19,5

19,6

19,8

19,9

20,0

20,1

20,3

20,4

20,5

18

20,6

20,8

20,9

21,0

21,2

21,3

21,4

21,6

21,7

21,8

19

22,0

22,1

22,3

22,4

22,5

22,7

22,8

23,0

23,1

23,2

20

23,4

23,5

23,7

23,8

24,0

24,1

24,3

24,4

24,6

24,7

21

24,9

25,0

25,2

25,4

25,5

25,7

25,8

26,0

26,1

26,3

22

26,5

26,6

26,8

26,9

27,1

27,3

27,4

27,6

27,8

27,9

23

28,1

28,3

28,5

28,6

28,8

29,0

29,2

29,3

29,5

29,7

24

29,9

30,0

30,2

30,4

30,6

30,8

31,0

31,1

31,3

31,5

25

31,7

31,9

32,1

32,3

32,5

32,7

32,9

33,0

33,2

33,4

26

33,6

33,8

34,0

34,2

34,4

34,6

34,9

35,1

35,3

35,5

27

35,7

35,9

36,1

36,3

36,5

36,8

37,0

37,2

37,4

37,6

28

37,8

38,1

38,3

38,5

38,7

39,0

39,2

39,4

39,6

39,9

29

40,1

40,3

40,6

40,8

41,0

41,3

41,5

41,8

42,0

42,2

30

42,5

42,7

43,0

43,2

43,5

43,7

44,0

44,2

44,5

44,7

31

45,0

45,2

45,5

45,8

46,0

46,3

46,5

46,8

47,1

47,3

32

47,6

47,9

48,1

48,4

48,7

49,0

49,2

49,5

49,8

50,1

33

50,4

50,6

50,9

51,2

51,5

51,8

52,1

52,4

52,7

53,0

34

53,3

53,6

53,8

54,2

54,5

54,8

55,1

55,4

55,7

56,0

35

56,3

56,6

56,9

57,2

57,6

57,9

58,2

58,5

58,8

59,2

36

59,5

59,8

60,1

60,5

60,8

61,1

61,5

61,8

62,2

62,5

37

62,8

63,2

63,5

63,9

64,2

64,6

64,9

65,3

65,6

66,0

38

66,3

66,7

67,0

67,4

67,8

68,2

68,5

68,9

69,3

69,6

39

70,0

70,4

70,8

71,1

71,5

71,9

72,3

72,7

73,1

73,5

40

73,6

74,2

74,6

75,0

75,4

75,8

76,2

76,6

77,1

77,5

 

Для построения графика обеспеченности мощности (располагаемой мощности) электростанции циркуляционной системой водоснабжения с водохранилищем-охладителем задается ряд значений естественной температуры воды неподогреваемого водоема.

Задаваемые значения te должны охватывать весь диапазон температур воды для расчетного периода, включая жаркую пятидневку.

Значения можно принимать по литературным источникам [4], [6], [7] или по данным наблюдений ближайшей к электростанции гидрометеорологической службы.

Расчетная скорость ветра определяется следующим образом:

Из таблицы 3 Справочника (ч. 3) выбирается среднемесячная скорость ветра на высоте флюгера wф для каждого месяца неотопительного периода. Для района г. Смоленска высота флюгера 16 м. Для расчета температуры воды после охлаждения в гидроохладителях эту скорость необходимо привести к скорости ветра на высоте 2 м для градирен — от поверхности суши, для водохранилищ — от поверхности воды.

Расчетная скорость ветра на высоте 2 м приближенно определяется по формуле

w2 = Kwф,

где K — коэффициент приведения (рисунок А.2).

а)

б)

 

a — для приведения значения скорости ветра на высоте флюгера к скорости ветра на высоте 2 м от поверхности зеркала воды водохранилища; б — то же от поверхности земли

 

Рисунок А.2 - Зависимость коэффициента K от высоты флюгера hф

 

Для флюгера высотой 16 м коэффициент приведения K равен 0,755 и 0,535 соответственно при расчете скорости ветра над водой и над сушей.

Расчет скоростей ветра приведен в таблице А.4.

 

Таблица А.4

 

Скорость ветра, м/с

K

Апрель

Май

Июнь

Июль

Август

Сентябрь

Октябрь

wф

-

4,4

4,1

3,9

3,6

3,5

3,7

4,3

w2

0,755

3,3

3,1

2,4

2,7

2,6

2,8

3,2

w2

0,535

2,4

2,2

2,1

1,9

1,9

2,0

2,3

 

 

Приложение Б

(обязательное)

 

ПРИМЕРЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЕСПЕЧЕННОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ МОЩНОСТИ

 

Пример 1. ТЭЦ с градирнями

 

Необходимо определить располагаемую мощность ТЭЦ строящейся электростанции с градирнями для летнего периода эксплуатации.

 

Исходные данные

 

Район расположения ТЭЦ — Московская область.

Расчетная схема циркуляционного водоснабжения с поперечными связями (циркуляционные насосы установлены в центральной насосной).

На ТЭЦ установлены:

— турбина № 1 ПТ-135/165-130/15 ТМЗ с конденсатором К-2-6000-1,  = 12400 м3/ч;

— турбины № 2 и 3 ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ с конденсатором 80-КЦС-1,  = 8000 м3/ч;

— циркуляционные насосы 2´40 В-16а суммарной подачей 25200 м3/ч при давлении 24 м вод. ст. Расход охлаждающей воды через конденсаторы 22000 м3/ч и через МГО 3200 м3/ч с возвратом на сторону всасывания циркуляционных насосов.

Охлаждение циркуляционной воды производится двумя типовыми башенными пленочными градирнями с напорным водораспределением и двухъярусными асбоцементными оросителями:

— градирня № 1 площадью орошения F1 = 1520 м2 с расстоянием между асбоцементными листами оросителя 25 мм рассчитана на охлаждение 10500 м3/ч воды;

— градирня № 2 площадью орошения F2 = 2100 м2 с расстоянием между асбоцементными листами оросителя 20 мм рассчитана на охлаждение 14700 м3/ч воды.

Расчетный расход охлаждающей воды в циркуляционной системе принимается из условия работы циркуляционных насосов равным 22000 м3/ч.

Градирни находятся в хорошем состоянии, их охлаждающая эффективность соответствует нормативным характеристикам.

Расчетная электрическая нагрузка и расход свежего пара на турбину № 1 135 МВт и 580 т/ч; № 2 - 80 МВт и 310 т/ч; № 3 - 80 МВт и 358 т/ч.

Средние летние нагрузки регулируемых отборов и отборы на регенерацию турбины:

 

Турбина

Qт Гкал/ч

Dт т/ч

Dп т/ч

Dрег т/ч

№1

30

58

120

172

№2

-

-

-

90

№3

30

58

50

107

 

Расчет производится в следующем порядке:

— при эксплуатационных значениях регулируемых отборов Т и П и номинальной электрической нагрузке по диаграмме режимов определяется с соответствующими поправками расход свежего пара и вычисляется расход пара в конденсатор Dкj в соответствии с формулой (5.2) при расчетной электрической нагрузке и эксплуатационных значениях регулируемых отборов турбины № 1 - 230 т/ч, № 2 - 220 т/ч, № 3 - 143 т/ч;

— производится распределение суммарного расхода циркуляционной воды между конденсаторами в соответствии с формулой (5.4) для турбины № 1 — 9606 м3/ч, № 2 — 6197 м3/ч, № 3 - 6197 м3/ч;

— гидравлическая нагрузка на градирни Wi распределяется в соответствии с формулой (5.3):

№ 1 – 9237 м3/ч;

№ 2 – 12762 м3/ч;

— тепловая нагрузка циркуляционной системы в расчетном режиме определяется по формуле (5.5):

 = 230 ´ 550 + 220 ´ 535 + 143 ´ 550 = 322850 Мкал/ч;

— определяется средняя удельная тепловая нагрузка на градирни по формуле (5.6) и перепад температур воды в градирнях по формуле (5.7) в расчетном режиме:

 = 322850/3620 = 89,2 Мкал/(ч·м2);

°C;

— по номограммам [1] определяется температура охлаждающей воды t2i и  (для расчетной и нескольких произвольных удельных тепловых нагрузок, меньших расчетной) и перепад температур Dtсв при средней скорости ветра 3 м/с. Результаты сводятся в таблицу Б.1

 

Таблица Б.1

 

ucp

Мкал/(ч·м2)

Dtсв

°С

q

°С

j

%

Градирня № 1 t21 °C

Градирня № 2 t22 °C

 °С

60

9,6

4

86

16,8

19,2

18,1

5

80

19,1

21,7

20,6

10

76

22,1

23,3

22,8

15

71

24,6

25,9

25,4

20

65

27,4

28,2

27,9

25

56

29,7

30,7

30,3

30

47

32,1

32,9

32,6

70

11,2

4

86

18,1

19,9

19,2

5

80

20,3

22,4

21,6

10

76

23,2

24,4

23,9

15

71

25,6

26,9

26,4

20

65

28,1

29,3

28,8

25

56

30,6

31,4

31,2

30

47

32,8

33,7

33,3

80

12,8

4

86

19,3

21,0

20,3

5

80

21,5

23,4

22,6

10

76

24,0

25,6

25,0

15

71

26,5

28,1

27,3

20

65

28,9

30,3

29,7

25

56

31,0

32,5

31,8

30

47

33,4

34,5

34,0

89,2

14,7

4

86

21,8

22,2

21,2

5

80

22,6

24,4

23,6

10

76

25,0

26,4

25,8

15

71

27,2

28,1

28,0

20

65

29,5

31,0

30,3

25

56

31,3

32,9

32,9

30

47

33,7

34,8

34,3

 

— по полученным значениям  строится график  = f(ucp; q) (рисунок Б.1).

 

 

а — точки начала изменения нагрузки турбин по условиям охлаждения МГО; b, с, d — точки начала изменения нагрузки турбин (точки перегиба) соответственно № 1, 2, 3

 

Рисунок Б.1 - Зависимость температуры охлаждающей воды от средней удельной тепловой нагрузки градирен и температуры воздуха для ТЭЦ с циркуляционной системой с градирнями

 

Расчетная линия обеспеченности строится следующим образом:

— устанавливаются два предела линии ограничения: по условиям охлаждения МГО независимо от нагрузки и по предельно допустимому давлению насыщенного пара в конденсаторе р2 = 12 кПа (0,12 кгс/см2);  = 49,1°С;

— задается несколько значений температуры охлаждающей воды  = 33; 29; 25; 20 °С;

— по формуле (5.11) вычисляется значение нагрева воды в конденсаторе каждой турбины:

°С;

°С;

°С;

— при расчетном значении Dкj, известном значении Wкj и при каждом из заданных значений  по нормативной характеристике конденсатора определяется соответствующее значение температурного напора dtj;

— по формуле (5.10) определяется значение температуры насыщенного пара для каждой турбины при каждом из заданных значений температуры охлаждающей воды. Все полученные значения сводятся в таблицу Б.2.

 

Таблица Б.2

 

 °C

Турбоагрегат № 1

Турбоагрегат № 2

Турбоагрегат № 3

 °С

dt1 °C

 °C

 °С

dt2 °C

 °C

 °С

dt3 °C

 °C

33,0

13,2

3,8

50,0

19,0

8,6

60,5

12,7

5,7

51,4

29,0

13,2

4,0

46,2

19,0

8,8

56,8

12,7

5,9

47,6

25,0

13,2

4,2

42,4

19,0

9,0

53,0

12,7

6,1

43,8

20,0

13,2

4,5

37,7

19,0

9,3

48,3

12,7

6,3

39,0

 

— по значениям , из таблицы Б.2 при соответствующих значениях  для каждой турбины строится график  =f() и графически определяется значение t2, соответствующее температуре насыщенного пара  = 49,1 °С (рисунок Б.2).

 

 

1, 2, 3 — соответственно для турбин № 1, 2, 3

 

Рисунок Б.2 - Зависимость температуры насыщения пара

от температуры охлаждающей воды

 

Полученные значения  являются точками начала изменения нагрузки соответствующей турбины, т.е. точками перегиба, и равны соответственно для турбин № 1, 2, 3 — 32,0; 21,0; 30,5°С (на рисунке Б.1 точки b, с, d).

Последней точкой перегиба для всех турбин является точка а на рисунке Б.1 в месте пересечения линии  = 33°С с линией предельного давления отработавшего пара;

— для данных значений температур точек перегиба при расчетном значении Dкj и известном Wкj определяются соответствующие значения  каждой турбины.

Значения  уже вычислены ранее (см. таблицу Б.2).

Значения dtj при соответствующих значениях  определяются по нормативным характеристикам конденсаторов.

Все полученные значения сводятся в таблицу Б.3.

 

Таблица Б.3

 

 °С

Турбоагрегат № 1

Турбоагрегат № 2

Турбоагрегат № 3

 °С

dt1 °С

 °C

 °С

dt2 °С

 °C

 °С

dt3 °С

 °C

33,0

13,2

3,80

50,0

19,0

8,60

60,60

12,7

5,7

51,4

32,0

13,2

3,90

49,10

19,0

8,63

60,13

12,7

5,8

50,5

30,5

13,2

3,93

47,63

19,0

8,73

58,23

12,7

5,9

49,1

21,0

13,2

4,44

38,64

19,0

9,10

49,10

12,7

6,3

40,0

 

По формуле (5.12) вычисляется коэффициент уменьшения паровой нагрузки конденсатора каждой турбины для температур точек перегиба:

c1 = (49,1 - 33) / (50 - 33) = 0,947;

c2 = (49,1 - 33) / (60,6 - 33) = 0,583;

c3 = (49,1 - 33) / (51,4 - 33) = 0,875 и т.д.

В соответствии с вычисленными значениями cj; по формуле (5.13) определяются расходы пара в конденсаторы турбин и по формуле (5.6) средняя удельная тепловая нагрузка на градирни, соответствующая этим расходам.

Например, при  = 33°С

Dк1 = 0,947 ´ 230 = 218 т/ч;

Dк2 = 0,583 ´ 220 = 128 т/ч;

Dк3 = 0,875 ´ 143 = 125 т/ч.

uср = (218 ´ 550 + 128 ´ 535 + 125 ´ 550)/3620 = 71,03 Мкал/(ч·м2) и т.д.

Все полученные значения сводятся в таблицу Б.4.

 

Таблица Б.4

 

 °С

Турбоагрегат № 1

Турбоагрегат № 2

Турбоагрегат № 3

ucp Мкал/(ч·м2)

c1

Dк1 т/ч

c2

Dк2 т/ч

c3

Dк3 т/ч

33,0

0,947

218

0,583

128

0,875

125

71,03

32,0

1

230

0,608

134

0,919

131

74,65

30,5

>1

230

0,671

148

1

143

78,54

21,0

>1

230

1

220

>1

143

89,2

 

По полученным значениям uср на рисунке Б.1 строится линия ограничения по предельно допустимому давлению до пересечения с линией ограничения  = 33°C и определяется положение расчетной линии ограничения.

На рисунке Б.1 методом интерполяции определяются значения температуры воздуха по сухому термометру q, проходящие через точки перегиба (а, b, с, d). Расход пара в конденсаторы турбин для этих точек вычислен ранее.

Расход пара в конденсаторы турбин в случае ограничения мощности турбин по условиям охлаждения МГО при увеличении значения q выше значения в точке перегиба при  = 33°С (в точке а) определяется по формуле (5.14).

Например, на рисунке Б.1 в точке пересечения линии q = 30°С с линией  = 33°C допустимая удельная тепловая нагрузка равна 66,5 Мкал/(ч·м2), средняя удельная тепловая нагрузка градирен 71,03 Мкал/(ч·м2). Расход пара в конденсатор каждой турбины при этом равен:

Dк1 = (66,5 / 71,03) ´ 218 = 204 т/ч;

Dк2 = (66,5 / 71,03) ´ 128 = 119,8 т/ч;

Dк3 = (66,5 / 71,03) ´ 125 = 117 т/ч.

По известным уже значениям Dкj по формуле (5.16) или (5.17) определяются расходы свежего пара на каждую турбину и по диаграмме режимов соответствующая им мощность. При этом учитываются поправки  на изменение давления пара в конденсаторе. Для этого вначале при Dкj и  определяется Р2, а затем по графику  = f (Р2, Dкj) определяется .

Результаты расчета сводятся в таблицу Б.5, по которой строится график  (рисунок Б.3).

 

 

Рисунок Б.3 - Зависимость электрической мощности ТЭЦ

от температуры окружающего воздуха

 

На графике  нанесены точка 1, соответствующая мощности электростанции при расчетном значении температуры атмосферного воздуха 24,6°С, принимаемом при проектировании градирни, и точка 2, соответствующая температуре атмосферного воздуха в часы учета рабочей мощности.

 

 

Таблица Б.5

 

Точки перегиба

 °С

q °С

Турбоагрегат № 1

Турбоагрегат № 2

Турбоагрегат № 3

 МВт

Do1 т/ч

N1 МВт

 МВт

Do2 т/ч

N2 МВт

 МВт

Do3 т/ч

N3 МВт

 МВт

d

21,0

-1

580

134,4

-0,6

310

76,6

-3,4

358

78,8

-1,2

290

с

30,5

22,4

580

132,0

-3,0

211

53,3

-4,7

358

75,2

-4,8

261

b

32,0

27,5

580

131,4

-3,6

191

47,7

-4,3

341

71,5

-4,5

251

а

33,0

29,0

566

129,7

-3,3

183

45,9

-4,1

333

69,7

-4,3

245

-

33,0

30,0

546

116,0

-3,0

171

41,0

-4,0

321

65,8

-4,2

223

 

Согласно проведенному расчету ограничения электрической мощности электростанций появляются уже при отрицательных температурах атмосферного воздуха из-за превышения максимально допустимого давления отработавшего пара в конденсаторе турбины № 2. Основной причиной данного ограничения является недостаточное количество охлаждающей воды для работы турбины в конденсационном режиме. Остальные турбины при этих же температурах работают в расчетном режиме. При температуре воздуха 22,4°С ограничения мощности появляются также по режиму работы турбины № 3 и при температуре воздуха 27,5°С по режиму работы турбины № 1. Причиной данных ограничений является малый расход пара из регулируемых отборов.

Для сокращения ограничений электрической мощности рекомендуются следующие мероприятия:

— сбалансировать расходы пара и охлаждающей воды в конденсаторы турбин исходя из проектной кратности охлаждения;

— обеспечить подачу охлаждающей воды на МГО из другого источника водоснабжения;

— рассмотреть возможность увеличения расходов охлаждающей воды в системе циркуляции, а также целесообразность установки дополнительного гидроохладителя или модернизации существующих градирен с увеличением гидравлической нагрузки и охлаждающей эффективности.

 

Пример 2. ГРЭС с водохранилищем-охладителем

 

Исходные данные

 

Район расположения ГРЭС - Московская область.

Расчетная схема циркуляционного водоснабжения с поперечными связями (циркуляционные насосы установлены в центральной насосной станции).

На ГРЭС установлены:

- 12 турбоагрегатов К-210-130 ЛМЗ с конденсаторами 200-КЦС-2,  = 25000 м3/ч;

- циркуляционные насосы суммарной подачей 25000 ´ 12 = 300000 м3/ч; суточный расход циркуляционной воды, сбрасываемой в водохранилище, составляет 300000 ´ 24 = 7,2 ´ 106 м3/сут.

Охлаждение циркуляционной воды производится в водохранилище-охладителе. По [1] находятся:

- коэффициент использования водохранилища Kн = 0,6;

- общая площадь водохранилища W = 10,2 км2;

- площадь активной зоны Wакт = KиW = 0,6 ´ 10,2 = 6,12 км2;

- удельная площадь активной зоны wуд = (Wакт/W) =6,12 ´ 106/7,2 ´ 106 = 0,85 м2/(м3/сут);

- расчетная номинальная электрическая нагрузка каждой турбины 210 МВт;

- расход пара в конденсатор турбины при расчетной электрической нагрузке  = 420 т/ч;

- расход циркуляционной воды через конденсатор турбины Wкj = 25000 м3/ч.

Расчет производится в следующем порядке: определяется нагрев воды в конденсаторе турбины при расчетной нагрузке:

 = (550 ´ 420) / 25000 = 9,2°С;

- при заданной скорости ветра w2 = 2м/с и нескольких значениях Dtк, меньших расчетной, для нескольких задаваемых значений tе по номограмме [1] определяется температура охлаждающей воды на входе в конденсаторы турбины. Результаты сводятся в таблицу Б.6.

 

Таблица Б.6

 

tе °С

Dt °C

5

6

7

8

9,2

dt °C

t2 °C

dt °C

t2 °C

dt °C

t2 °C

dt °C

t2 °C

dt °C

t2 °C

10

10,9

20,9

12,0

22,0

13,0

23,0

13,9

23,9

14,8

24,8

15

9,1

24,1

10,1

25,1

11,1

26,1

12,0

27,0

13,0

28,0

20

7,2

27,2

8,2

28,2

9,2

29,2

10,1

30,1

10,9

30,9

25

5,5

30,5

6,4

31,4

7,3

32,3

8,2

33,2

9,0

34,0

 

По полученным значениям t2 строится график t2 = f(Dtсв, te) — (рисунок Б.4).

 

 

Рисунок Б.4 - Зависимость температуры охлаждающей воды от перепада температур воды в гидроохладителе и температуры воды в водоеме для ГРЭС с циркуляционной системой водоснабжения с водохранилищем-охладителем

 

Расчетная линия ограничения строится следующим образом:

— устанавливаются два предела линии ограничения: по условиям охлаждения МГО                  t2 £ 33°С и по предельно допустимому давлению насыщенного пара в конденсаторе р2 = 12 кПа (0,12 кгс/см2);  = 49,1°С;

— задается несколько значений температуры охлаждающей воды: 33; 28; 24; 20°С;

— при расчетном значении , известном Wкj и при каждом из заданных значений температуры воды по нормативной характеристике конденсатора определяется соответствующее значение температурного напора;

— по формуле (5.10) определяется температура насыщенного пара для каждой турбины при каждом из заданных значений температуры охлаждающей воды (в данном случае при наличии однотипных турбин и равных условий их эксплуатации значения температуры насыщенного пара вычисляются для одной турбины).

Все полученные значения для одной турбины сводятся в таблицу Б.7.

 

Таблица Б.7

 

t2 °С

 °C

Dtp °C

 °C

33

9,2

5,2

47,2

28

9,2

5,4

42,6

24

9,2

5,7

38,9

20

9,2

6,0

35,2

 

Из таблицы Б.7 следует, что в данном случае ограничения мощности по предельно допустимому давлению не будет, так как при расходе охлаждающей воды, равном номинальному расходу воды, давление в конденсаторе не достигает предельно допустимого значения, равного 12 кПа (0,12 кгс/см2). Ограничения мощности начнутся при t2 = 33°C, изменение температуры воды будет сказываться на изменении давления пара в конденсаторе и соответственно на изменении мощности при расчетном значении расхода пара в конденсатор.

Соответствующие значения  определяются для значений температуры воды, меньших 33°С, при Dtp = 9,2°С (Dк = 420 т/ч) по нормативным характеристикам конденсаторов.

Результаты вычислений сводятся в таблицу Б.8.

 

Таблица Б.8

 

tе °C

t2 °C

p2 кПа (кгс/см2)

 МВт

 МВт

N MBT

 МВт

10

24,8

7,5 (0,075)

-5,4

-64,8

204,6

2455,2

15

28,0

8,7 (0,087)

-7,5

-90,0

202,5

2430,0

20

30,9

9,8 (0,098)

-10,0

-120,0

200,0

2400,0

23,5

33,0

11,6 (0,116)

-12,0

-144,0

198,0

2376,0

 

Значение te, при котором начнутся ограничения мощности по условиям t2 £ 33°C, равно 23,5°С. Это значение определено по рисунку Б.4. При значениях te, больших 23,5°С, по рисунку Б.4 определяется соответствующее значение Dtсв и по формуле (5.15) вычисляется значение Dкj.

Например, в точке пересечения линии te = 25°С и линии  = 33°C Dtсв = 7,8°С.

Тогда Dкj = (25000 ´ 7,8)/550 = 359 т/ч и Doj = 359/0,7 = 513 т/ч.

По диаграмме режимов турбоагрегатов К-210-130 определяется соответствующая мощность N = 186 МВт.

Поправка  при t2 = 33°C,  = 47,4°C по нормативной характеристике конденсатора составляет 12 МВт.

По данным таблицы Б.8 и значению мощности, определенной при te = 23,5°С и при другом значении te > 23,5°C (в данном примере te = 25,0°C), строится зависимость  = f(te), показанная на рисунке Б.5.

Из рассмотренного примера следует, что ограничение установленной (номинальной) электрической мощности происходит при достижении значения естественной температуры воды в неподогреваемом водоеме, равного 23,5°С. Но так как для Московской области среднемесячные значения не превышают 19,9°С, ограничения установленной мощности электростанции по температуре и количеству охлажденной воды не будет.

 

 

Рисунок Б.5 - Зависимость электрической мощности ГРЭС

от температуры воды в неподогреваемом водоеме

 

Пример 3. ТЭЦ с градирнями с блочной схемой расположения турбоагрегатов (циркуляционные насосы установлены в машинном зале перед конденсаторами турбин)

 

В основу расчета заложен принцип проверки температуры по двум ограничивающим параметрам:

— максимально допустимой температуре охлаждающей воды, подаваемой на МГО, которая не должна превышать 33°С;

— максимально допустимому давлению отработавшего пара в конденсаторе турбины, которое не должно превышать 12кПа (0,12кгс/см2).

Расчет обеспеченности установленной мощности циркуляционной системой проводится в диапазоне температур атмосферного воздуха и относительной его влажности, характерных для района расположения ТЭЦ. Для работы турбоагрегатов в июле принимаются их условия работы с номинальной мощностью и планируемым распределением тепловых нагрузок между регулируемыми отборами турбин Т и П.

Расчетные электрические нагрузки, нагрузки регулируемых отборов в июле и расходы пара в конденсатор представлены в таблице Б.9.

 

Таблица Б.9

 

Номер турбины

Тип турбины

Nрасп МВт

Dп т/ч

Dт т/ч

Dpег т/ч

Dк т/ч

1

ПТ-60-130

60

76

15

71

108

2

Т-50-130

50

-

22,4

51,6

126

3

Р-50-130

50

Резерв

4

ПТ-135-130

123

-

-

182

330

5

Т-50-130

50

-

-

58,6

140

 

Суммарный расход охлаждающей воды 29340 м3/ч распределен по конденсаторам турбин по фактической подаче соответствующих насосов и расхода на вспомогательное оборудование.

 

Тип турбины

Расход воды Wкj, м3/ч

Расход воды на вспомогательное оборудование, м3/ч

dt +2°C

ПТ-60-130

6150

1954

6,8

Т-50-130

4647

6,8

Р-50-130

-

 

ПТ-135-130

7200

1445

7,3

Т-50-130

6275

1445

7,2

Итого...

24272

4844

 

Примечание - Температурный напор определен с учетом эксплуатационного ухудшения на 2°С.

 

Гидравлическая нагрузка по градирням распределена в соответствии с полученными натурными данными испытаний при эксплуатационном состоянии и положении задвижек на подводящих трубопроводах градирен:

 

Градирни

Расход воды, м3/ч

Недоохлаждение, °С

№ 1

4000

12,8

№ 2

5300

13,6

№ 3

7700

4,1

№ 4

7200

3,1

 

Метеорологические параметры для расчета температуры воды после охлаждения с учетом охлаждающей эффективности градирен, полученных при натурных испытаниях, задаются в диапазоне, характерном для района расположения электростанции в летний период в соответствии со "Справочником по климату СССР", и представлены в расчетной таблице Б.10. Температура атмосферного воздуха по сухому термометру в часы учета рабочей мощности составляет 21,9°С и влажность — 60%.

Тепловая нагрузка циркуляционной системы в расчетном режиме определяется:

 = 108 ´ 550 + 126 ´ 550 + 330 ´ 535 + 140 ´ 535 = 380150 Мкал/ч.

Удельная тепловая нагрузка градирен и перепад температур в градирнях в расчетном режиме составляет:

Мкал/(ч·м2);

°С.

По нормативным номограммам градирен при нескольких значениях температуры воздуха q и влажности j определяется температура охлаждающей воды t2i для расчетной и меньших нагрузок (см. таблицу Б.10).

 

Таблица Б.10

 

uср Мкал/(ч·м2)

Dtсв °С

q °С

j %

Градирни

°С

№ 1

№ 2

№ 4

№ 5

t2 °C

t2 °C

t2 °C

t2 °C

30

7,9

5

90

27,7

28,5

18

18,9

22,70

10

80

31

31,8

21,4

22,3

26,05

15

70

33,9

34,7

24,5

25,3

29,04

20

70

37,4

38,2

26,2

27,15

31,58

25

59

39,4

40,2

29,9

30,8

34,51

 

40

10,6

5

90

30,6

31,4

20,9

21,8

25,60

10

80

33,8

34,6

24,1

25

28,80

15

70

36

36,8

26,3

27,2

31,00

20

70

39,4

40,2

29,7

30,6

34,40

25

59

41,8

42,6

32,1

33

36,80

 

50

13,2

5

90

32,1

32,9

22,4

23,3

27,10

10

80

35,6

36,4

25,3

26,3

30,29

15

70

37,8

38,6

28,1

29

32,80

20

70

40,8

41,6

30,6

31,5

35,52

25

59

42,6

43,4

32,9

33,8

37,60

 

59,4

15,4

5

90

33,8

34,6

24,1

25

28,80

10

80

36,6

38

26,9

27,8

31,71

15

70

38,6

39,4

28,9

29,8

33,60

20

70

41,5

42,3

31,8

32,7

36,50

25

59

43,6

44,4

33,9

34,8

38,60

 

По полученным значениям  строится график  = f(ucp; q) — (рисунок Б.6).

 

 

а, b, с, d — точки начала изменения нагрузки турбин (точки перегиба)

соответственно № 1, 5, 2, 4

 

Рисунок Б.6 - График зависимости температуры охлаждающей воды от средней удельной

тепловой нагрузки градирен и температуры воздуха  = f(ucp; q) для ТЭЦ с градирнями

(с блочной схемой расположения турбоагрегатов)

 

Для построения расчетной линии обеспеченности задаемся несколькими значениями температуры охлаждающей воды  = 33; 30; 25; 20°С и по формуле (5.11) вычисляем значение нагрева воды в конденсаторе каждой турбины:

°C; °C;

°C; °C.

Определенные по нормативной характеристике конденсатора значения температурного напора dtj, а также значения температуры насыщенного пара для каждой турбины, вычисленные при заданных значениях  по формуле (5.10), сводятся в таблицу Б.11.

 

Таблица Б.11

 

 °C

Турбоагрегат № 1

Турбоагрегат № 2

Турбоагрегат № 4

Турбоагрегат № 5

 °С

dt1 °С

 °С

 °С

dt2 °С

 °С

 °С

dt4 °С

 °С

 °С

dt5 °С

 °С

33

9,7

6,3

49,0

14,9

6,7

54,6

24,5

6,8

64,3

11,9

6,7

51,6

30

9,7

6,6

46,3

14,9

6,8

51,7

24,5

7,0

61,5

11,9

6,8

48,5

25

9,7

7,0

41,7

14,9

7,0

46,9

24,5

7,2

56,7

11,9

7,0

43,9

20

9,7

7,4

37,1

14,9

7,4

42,3

24,5

7,5

52,0

11,9

7,4

39,3

 

По значениям  из таблицы Б.11 для каждой турбины при соответствующих значениях  строится график  = f() — рисунок Б.7 и графически определяется значение , соответствующее температуре насыщенного пара  = 49,1°С.

 

 

Точки I, II, III, IV — начало ограничения мощности по предельно допустимому давлению пара в конденсаторах турбоагрегатов № 1, № 5, № 2 и № 4 соответственно

 

Рисунок Б.7 - График зависимости температуры насыщенного пара

от температуры охлаждающей воды = f()

 

Полученные значения  являются точками начала ограничения нагрузки по предельно допустимому значению пара в конденсатор турбины, т.е. точками перегиба, и равны соответственно для турбин № 1, 2, 4, 5 - 33,0; 27,2; 17,1; 30,3°С (на рисунке Б.6 точки b, с, d). Точка а — последняя точка перегиба для всех турбин, расположена в месте пересечения линии  = 33°С с линией предельного давления отработавшего пара.

Для полученных значений температур точек перегиба при расчетном значении  и известном Wкj определяется соответствующее значение  каждой турбины (таблица Б.12).

 

Таблица Б.12

 

 °С

Турбоагрегат № 1

Турбоагрегат № 2

Турбоагрегат № 4

Турбоагрегат № 5

 °C

dt1 °C

 °С

 °C

dt2 °C

 °С

 °C

dt4 °C

 °С

 °C

dt5 °C

 °С

33,0

9,7

6,3

49,0

14,9

6,7

54,6

24,5

6,8

64,3

11,9

6,7

51,6

30,3

9,7

6,8

47,4

14,9

6,5

51,7

24,5

6,9

61,7

11,9

6,8

48,9

27,2

9,7

6,6

43,1

14,9

6,6

48,3

24,5

7,0

58,3

11,9

6,9

45,6

17,0

9,7

7,0

33,7

14,9

7,1

39,0

24,5

7,5

49,0

11,9

7,9

36,8

 

Допустимое значение расхода пара в конденсатор каждой турбины в точках перегиба определяется с помощью коэффициента уменьшения паровой нагрузки конденсатора cj по формуле (5.12):

c1 = (49,1 - 33)/(49,0 - 33) = 1,006;

c2 = (49,1 - 33)/(54,6 - 33) = 0,745;

c4 = (49,1 - 33)/(64,3 - 33) = 0,514;

c5 = (49,1 - 33)/(51,6 - 33) = 0,866 и т.д.

В соответствии с вычисленными значениями cj; по формуле (5.13) определяются расходы пара в конденсаторы турбин и по формуле (5.6) средняя удельная тепловая нагрузка на градирни, соответствующая этим расходам.

Так, при  = 33°C, получаем:

 

Dк1 = 1,006 ´ 108 = 109 т/ч;

Dк2 = 0,745 ´ 126 = 94 т/ч;

Dк4 = 0,514 ´ 330 = 170 т/ч;

Dк5 = 0,866 ´ 140 = 121 т/ч.

uср = (109 ´ 550 + 94 ´ 550 + 170 ´ 535 + 121 ´ 535)/6400 = 41,77 Мкал/(ч·м2) и т.д.

Все полученные значения сводятся в таблицу Б.13.

 

Таблица Б.13

 

t2 °C

Турбоагрегат № 1

Турбоагрегат № 2

Турбоагрегат № 4

Турбоагрегат № 5

ucp Мкал/(ч·м2)

c1

Dк1 т/ч

c2

Dк2 т/ч

c4

Dк4 т/ч

c5

Dк5 т/ч

33,0

>1

109,0

0,75

94,0

0,51

170,0

0,87

121,0

41,7

30,3

>1

108,0

0,87

110,0

0,59

195,0

1,0

140,0

46,6

27,2

>1

108,0

>1

126,0

0,7

231,0

>1

140,0

51,9

17,0

1

108,0

>1

126,0

1

330,0

>1

140,0

59,2

 

По рассчитанным значениям uср на рисунке Б.6 строится линия ограничения по предельно допустимому давлению пара в конденсаторах турбоагрегатов до пересечения с линией ограничения  = 33°C и определяется положение расчетной линии ограничения. Далее на этом же рисунке методом интерполяции определяются значения температуры воздуха по сухому термометру q, проходящие через точки перегиба (а, b, с, d).

По значениям расходов пара в конденсаторы турбин (см. таблицу Б.13) с учетом принятых тепловых нагрузок определяются соответствующие значения расходов свежего пара каждой турбины.

По типовым энергетическим характеристикам турбоагрегатов для полученных расходов свежего пара на турбины определяются соответствующие им значения мощности с учетом поправок  на изменение давления пара в конденсаторе от нормативного. Результаты расчета сводятся в таблицу Б.14 и по ним строится график  = f(q) (рисунок Б.8).

Таблица Б.14

 

Точки перегиба

 °С

Турбоагрегат № 1 (ПТ-60-130)

Турбоагрегат № 2 (Т50-130)

q °C

Do т/ч

N1 MBT

 МВт

q °C

Do т/ч

N2 MBT

 МВт

1

17,0

-10,0

270,0

55,3

-3,60

-10,0

200,0

50,0

-4,5

2

27,2

-5,0

270,0

55,3

-5,40

-5,0

200,0

50,0

-5,4

3

30,3

3,0

270,0

55,3

6,50

3,0

191,0

49,3

-5,5

4

33,0

7,0

265,0

55,0

-7,20

7,0

174,0

47,0

-5,8

 

Окончание таблицы Б.14

 

Точки перегиба

 °С

Турбоагрегат № 4 (ПТ 135-130)

Турбоагрегат № 5 (Т50-130)

q °C

Do т/ч

N1 MBT

 МВт

q °C

Do т/ч

N2 MBT

 МВт

1

17,0

0,0

512,0

123,0

-5,4

2,0

198,0

50,0

-3,2

2

27,2

2,0

13,0

112,0

-7,2

12,0

198,0

50,0

-4,4

3

30,3

18,0

377,0

99,9

-9,0

22,0

198,0

50,0

-5,2

4

33,0

23,0

347,0

91,6

-9,4

27,0

177,0

47,1

-5,3

 

В качестве варианта построения зависимости располагаемой мощности электростанции от температуры атмосферного воздуха график построен для каждого турбоагрегата в отдельности (см. рисунок Б.8). На графике представлены линии ограничения мощности, полученные для рассчитываемого режима, а также для режимов при отклонениях фактических температурных напоров. Результирующий график мощности электростанции  = f(q) строится суммированием мощностей при каждом принятом для построения графика значении температуры окружающего воздуха q°С с учетом поправки на отклонение влажности по графику рисунка Г.1.

 

 

21,9°С — температура атмосферного воздуха по сухому термометру в часы учета рабочей мощности; 24,6°С — расчетное значение температуры атмосферного воздуха, принимаемое при проектировании градирен

 

Рисунок Б.8 - График зависимости электрической мощности от температуры окружающего воздуха для каждого турбоагрегата  = f(q) для ТЭЦ с градирнями

(с блочной схемой расположения турбоагрегатов)

 

При температуре атмосферного воздуха по сухому термометру в часы учета рабочей мощности 21,9 °С и влажности 60% получены следующие значения:

 

 

Расход свежего пара на турбину Do, т/ч

Расход пара в конденсатор Dк, т/ч

Мощность турбоагрегата N, МВт

Изменение мощности турбоагрегата по изменению давления пара в конденсаторе DN, МВт

235,4

73,4

39,5

-4,4

151,6

70,6

41,0

-1,2

343,7

161,7

92,0

-8,3

170,6

112,0

46,0

-3,8

 

Установленная мощность — 283 МВт (без учета турбоагрегата Р-50-130).

Располагаемая мощность — 200,8 МВт.

Ограничение мощности — 82,2 МВт, в том числе по изменению давления пара в конденсаторе 17,7 МВт.

Основными причинами ограничений мощности являются:

— недостаточное количество охлаждающей воды;

— повышенное гидравлическое сопротивление градирен № 1, 2;

— недоохлаждение воды в градирнях.

С целью определения изменения эксплуатационных показателей работы электростанции в случае устранения вышеизложенных причин производится повторный расчет.

Для данного примера примем, что выполненные ремонтные мероприятия позволили:

— увеличить расход циркуляционной воды в системе на 8000 м3/ч;

— улучшить охлаждающую эффективность градирен до нормативных показателей.

Для упрощения изложения опустим последовательность проведенного расчета, в результате которого определено, что располагаемая мощность электростанции увеличилась на 46 МВт.

По результатам проведенного расчета выполняется планирование располагаемой мощности (приложение В).

Влияние отклонений относительной влажности от принятых в расчетах значений учитывается на графиках  = f(q) (приложение Г).

 

 

Приложение В

(рекомендуемое)

 

РЕКОМЕНДУЕМОЕ ПЛАНИРОВАНИЕ РАСПОЛАГАЕМОЙ МОЩНОСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

 

1. Планирование располагаемой мощности электростанции в неотопительный период производится на основании проведенных расчетов и графиков  = f(q) или  = f(tе).

2. Планирование располагаемой мощности электростанции, имеющей систему водоснабжения с градирнями, производится в такой последовательности:

— из таблицы 6 "Справочника по климату СССР" (ч.2) для района расположения электростанции выбирается число дней со среднесуточными значениями температуры атмосферного воздуха в указанных пределах и продолжительностью стояния этих температур в часах;

— для среднего значения каждого из пределов температур воздуха по графикам  = f(q) определяется значение располагаемой мощности;

— при известных значениях мощности в каждом диапазоне температур воздуха и продолжительности стояния этих температур подсчитывается суммарная выработка электроэнергии по электростанции для каждого месяца;

— делением суммарной месячной выработки электроэнергии на число часов работы турбоагрегатов в данном месяце определяется средняя планируемая располагаемая мощность электростанции по каждому месяцу.

3. Планирование располагаемой и рабочей мощностей следует производить при значениях температуры атмосферного воздуха в пределах часов учета рабочей мощности, устанавливаемых ЦДУ ЕЭС России.

Пример расчета планируемой мощности электростанции с градирнями по месяцам приведен в таблице В.1.

4. Планирование располагаемой мощности электростанции, имеющей систему водоснабжения с водохранилищем-охладителем, производится при среднемесячных значениях температуры воды в неподогреваемом водоеме.

 

Таблица В.1

 

q °C

Май

Июнь

Июль

Август

Сентябрь

ni

Ni

ni

Ni

ni

Ni

ni

Ni

ni

Ni

Ниже 0

2,4

235,0

-

-

-

-

-

-

-

-

0-5

43,2

234,0

4,8

234,0

-

-

-

-

57,6

234,0

5-10

177,6

232,5

36,0

232,4

2,4

232,5

14,4

232,5

235,2

232,5

10-15

232,8

218,0

168,0

221,0

81,8

223,0

196,8

222,5

285,6

218,0

15-20

220,8

198,5

259,2

201,0

328,8

203,5

238,4

202,0

122,4

198,5

20-25

67,2

179,0

225,6

182,0

280,8

184,5

272,8

183,0

19,2

179,0

25-30

0,7

131,0

26,4

142,0

30,4

149,0

216,6

146,5

-

-

Планируемая выработка электроэнергии,

тыс. МВт·ч S(ni, Ni)

158,68

143,33

145,00

148,38

158,16

Среднемесячная располагаемая мощность ТЭЦ, МВт S(ni, Ni)/S(ni)

213,30

199,30

194,90

199,40

219,70

Примечание – ni - продолжительность стояния температуры атмосферного воздуха, ч;                Ni - располагаемая мощность электростанции при данном диапазоне температур, МВт.

 

5. Планирование рабочей мощности производится на основании проведенных расчетов по настоящим Методическим указаниям и в соответствии с РД 153-34.1-09.312-99 [9].

6. Для согласования располагаемой мощности с подразделениями ОАО "Фирма ОРГРЭС" электростанции необходимо предоставить следующие документы:

— сведения по установленному оборудованию и режимам его эксплуатации в расчетном периоде;

— расчет располагаемой мощности, выполненный согласно настоящим Методическим указаниям;

— проектные данные по технологической и гидротехнической части;

— при наличии отклонений от проектных решений документы с согласованием имеющихся отклонений с генеральным проектировщиком.

 

 

Приложение Г

(обязательное)

 

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОПРАВОК НА ИЗМЕНЕНИЕ ОТНОСИТЕЛЬНОЙ ВЛАЖНОСТИ И ТЕМПЕРАТУРЫ ВОДЫ В ЕСТЕСТВЕННОМ ВОДОЕМЕ К ГРАФИКАМ

 = f(q) и  = f(te)

 

1. Графики обеспеченности электрической мощности необходимо строить для нескольких возможных вариантов сочетаний регулируемых отборов, количества и типов работающих турбин расчетного периода, один из которых должен быть вариант с номинальным расходом пара в конденсаторы и один с фактическими нагрузками планируемого года.

Графики обеспеченности строятся при фиксированных соотношениях q = f(j) и te = f(wуд). Для электростанций с градирнями необходимо учитывать конкретное значение относительной влажности воздуха, для электростанций с водохранилищами-охладителями — фактическое значение скорости ветра над водохранилищем.

2. Для учета фактической влажности воздуха при пользовании графиками обеспеченности следует к фактической температуре воздуха по сухому термометру внести поправку ±q, определяемую по универсальному графику рисунка Г.1 (Dq = f(j)).

Таким образом, мощность электростанции будет показана на графиках  = f(q) при температуре воздуха, отличающейся от фактической на значение ±Dq.

 

 

Рисунок Г.1 - Универсальный график поправок к температуре воздуха

в зависимости от его влажности

 

3. Для учета фактического значения скорости ветра при пользовании графиками обеспеченности мощности (располагаемой мощности) электростанций с водохранилищами необходимо к фактической температуре воды в неподогреваемом водоеме внести поправку ±Dte, определяемую по графику Dte = f(w2, wуд, Dt) - рисунок Г.2).

 

 

а — wуд = 1 м2/(м3/сут); б — wуд = 1,5 м2/(м3/сут); в — wуд = 2 м2/(м3/сут)

 

Рисунок Г.2 - Поправки к температуре воды в неподогреваемом водоеме

в зависимости от скорости ветра над водоемом

 

Таким образом, мощность электростанции будет определена по графикам  = f(te) при температуре воды te, отличающейся от фактической на Dte. Для водохранилищ-охладителей с удельной площадью, отличающейся от значений, указанных на рисунке Г.2, поправка ±Dte определяется методом интерполяции.

Список использованной литературы

 

1. Указания по нормированию показателей работы гидроохладителей в энергетике:                  РД 34.09.212. — М.: СПО Союзтехэнерго,1981.

2. Типовая инструкция по приемке и эксплуатации башенных градирен: РД 34.22.402-94. - М.: СПО ОРГРЭС, 1997.

3. Блюдов В.П. Конденсационные устройства паровых турбин. — М.-Л.: Госэнергоиздат, 1951.

4. Берман Л.Д. Испарительное охлаждение циркуляционной воды. — М.-Л.: Госэнергоиздат, 1957.

5. Информационное письмо № 510-131. "О допустимых давлениях пара в конденсаторах паровых теплофикационных турбин".— Л.: ЛМЗ, 1983.

6. Технические указания к расчету прудов-охладителей.— М.-Л.: Госэнергоиздат, 1963.

7. Методические рекомендации к расчету водохранилищ-охладителей ТЭС.— Л.: ВНИИГ им. Б.Е. Веденеева, 1976.

8. Методические указания по эксплуатации конденсационных установок паровых турбин электростанций: РД 34.30.501.— М.: СПО Союзтехэнерго, 1986.

9. Положение о согласовании и утверждении ограничений установленной электрической мощности тепловых электростанций: РД 153-34.1-09.312-99. — М.:СПО ОРГРЭС, 1999.

10. Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций. ВНТП-81. — М.: НИИ "Теплоэлектропроект", 1981.

 

 

Ключевые слова: ограничение электрической мощности, обеспеченность электрической мощности, система технического водоснабжения, градирни, циркуляционные насосы, турбоагрегаты.

 

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

1. Основные обозначения

2. Термины и определения

3. Общие положения

4. Исходные данные для расчета обеспеченности электрической мощности

5. Графоаналитический метод расчета обеспеченности электрической мощности электростанций циркуляционными системами технического водоснабжения

Приложение А Определение исходных метеорологических параметров для построения графика обеспеченности электрической мощности

Приложение Б Примеры определения обеспеченности электрической мощности

Приложение В Рекомендуемое планирование располагаемой мощности электростанции

Приложение Г Определение поправок на изменение относительной влажности и температуры воды в естественном водоеме к графикам

Навигация
© 2007-2017