Для ТЭЦ при обосновании дополнительной конденсационной выработки электроэнергии могут рассматриваться следующие факторы:

наличие неотключаемых потребителей теплоснабжения;

обеспечение технического минимума нагрузки котлов;

увеличение температуры охлаждающей воды на выходе из конденсаторов турбин для предотвращения обмерзания градирен в зимнее время.

Распределение между турбинами производится на основе предварительно рассчитанных характеристик относительных приростов расходов тепла на выработку электроэнергии по конденсационному циклу ( ) для всех возможных сочетаний агрегатов. В первую очередь загружаются агрегаты, имеющие наименьшие значения .

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

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

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

, (6)

, (7)

где - исходно-номинальный удельный расход тепла брутто по турбине, ккал/ ;

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

, (8)

где , , - энтальпии свежего пара, питательной воды, прирост энтальпии в тракте промперегрева, ккал/кг;

- доля пара промперегрева от расхода свежего пара;

- электромеханический КПД, %. Принимается равным 97%;

- 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.

При расчете НУР параметры свежего пара и пара после промперегрева соответствуют значениям, принятым в нормативных характеристиках турбин в качестве номинальных.

23. Для ТЭС, применяющих метод распределения затрат топлива в комбинированном цикле между электрической и тепловой энергией пропорционально затратам тепла на выработку электрической энергии и отпуск тепловой энергии при условии их раздельного производства, увеличение расхода тепла на производство электроэнергии при условном отсутствии отпуска тепла внешним потребителям из отборов и противодавления турбин ( ), Гкал, определяется по формулам:

для турбин типа ПТ, Т: , (9)

для турбин типа Р, ПР: , (10)

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/ ;

- 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/ ;

- прогнозируемая выработка электроэнергии турбиной, тыс. ;

- 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.

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

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

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

удельного расхода тепла нетто , ккал/ .

24. Количество работающих в прогнозируемом периоде котлагрегатов каждого типа ( ) в группе выбирается исходя из суммарной потребности в тепле на турбины, загрузки котлоагрегатов на уровне 80-90% от номинальной теплопроизводительности, а также графика ремонтов оборудования. Учитываются также согласованные ограничения номинальной паропроизводительности котлоагрегатов.

Суммарная выработка тепла брутто котельной установкой подгруппы оборудования, Гкал, рассчитывается по формуле:

, (11)

где - удельная величина потерь теплового потока, % принимается равной 1,5% от номинальной производительности работающих в прогнозируемом периоде котлоагрегатов m-ого типа;

- выбранное при прогнозе количество работающих котлоагрегатов m-ого типа;

- номинальная теплопроизводительность котлоагрегата m-ого типа, Гкал/ч.

Распределение между типами котлоагрегатов группы оборудования производится пропорционально номинальным теплопроизводительностям, (если на электростанции отсутствуют какие либо-другие соображения).

Конечными результатами расчетов являются получение по котельным установкам групп оборудования:

КПД нетто ( );

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

Значения коэффициентов резерва тепловой экономичности ( ) рассчитываются по отчетным данным предшествующего года за месяц, соответствующий прогнозируемому:

, (11а)

где , - фактический и номинальный удельные расходы топлива на отпускаемую энергию в i-ом месяце предшествующего года;

- коэффициент, учитывающий устранение пережогов топлива из-за отклонения показателей оборудования от нормативного уровня.

Значение рассчитывается как отношение пережогов топлива, которые не планируется устранить в ближайшие 2 года к сумме пережогов топлива за год, предшествующий прогнозируемому. Обоснование величины производится на основе карты перерасходов топлива и плана мероприятий по их устранению.

Степени использования резервов тепловой экономичности ( ) при расчете нормативов удельных расходов топлива на регулируемый период принимаются равными нулю.

Коррекция значений НУР, исчисленных на основе НТД по топливоиспользованию ( ), показатели которой хуже фактических значений показателей в году, предшествующему расчетному, производится по формуле:

, (11б)

где - корректирующий коэффициент:

, (11в)