Расчет и анализ удельных расходов топлива на ТЭЦ

По НЭХ турбоагрегатов определяем значения :

- для Т-100/120-130 при ртв = ата, Qт = Гкал/ч и Nт = МВт по [1, рис П18 - П26]

= ккал/(кВт.ч);

- для ПТ-60-130/13 при Qп = Гкал/ч, Qт = Гкал/ч и Nт = МВт по [1, рис П1, П2]

= т/ч;

= МВт;

= = МВт;

= ккал/(кВт.ч) = Гкал/(МВт.ч);

По (1.6) = = Гкал/(МВт.ч) =

= ккал/(кВт.ч).

Определение расхода свежего пара на турбины

Расход свежего пара на турбины D0 по (1.13):

, т/ч,

где Q0 расход теплоты в свежем паре на турбину, равный

- для турбины Т-100/120-130 по (1.14)

= = Гкал/ч;

- для турбины ПТ-60-130/13 по

=

h0 = 830 ккал/кг = Гкал/т - энтальпия свежего пара при номинальных параметрах;

hпв - номинальное значение энтальпии питательной воды, определяемое в зависимости от расход свежего пара D0 по энергетическим характеристикам.

В первом приближении примем (h0 - hпв) = 600 ккал/кг = Гкал/т, тогда приблизительно расход свежего пара на турбины равен:

- для турбины Т-100 D'0Т-100 = / = т/ч;

- для турбины ПТ-60 D'0ПТ-60 = / = т/ч.

Для турбины Т-100 при D'0Т-100 = т/ч по [1, рис. П16] hпв = ккал/кг, тогда по (1.13)

D0Т-100 = /( - ) = т/ч.

Для турбины ПТ-60 при D'0ПТ-60 = т/ч и рп = ата по [1, рис. П11] получаем hпв = ккал/кг, тогда по (1.13)

D0ПТ-60 = /( - ) = т/ч.

Определение расхода пара в производственный отбор.

Расход пара на производство Dп. по (1.8) равен

Dп = = / = т/ч,

где hп hок разность энтальпий пара в П-отборе и возвращаемого конденсата (в расчетах приняли hп hок = 600 ккал/кг = Гкал/т).

Определение поправки на давление в производственном отборе.

НЭХ турбины ПТ-60 построены при давлении в П-отборе = ата. Номинальное давление (равное фактическому) составляет = ата.

Для турбины ПТ-60 при Nт = МВт, Dп.= т/ч и Qт = Гкал/ч [1, рис П4] удельная величина поправки (при отклонении давления в отборе на рп = ата) равна:

= ккал/(кВтч)

Полная величина поправки составляет по (1.7)

/ рп =

= ( - ) / = ккал/(кВтч).

Поправки на давление в отопительных отборах.

Для турбины Т-100/120-130 величина определялась при номинальном значении ртв = ата, поэтому эта поправка не вводится.

НЭХ турбины ПТ-60-130/13 построены при давлении в отопительном отборе = ата. Номинальное давление (по условию равное фактическому) составляет

рт = ата.

Для этой турбины при Nт = МВт, Dп.= т/ч и Qт = Гкал/ч [1, рис П5] удельная величина поправки (при отклонении давления в отборе на
рт = ата) равна:

= ккал/(кВтч)

Полная величина поправки составляет по (1.9)

/ рт =

= ( - ) / = ккал/(кВтч).

Поправка на конечное давление.

Будем исходить из того, что части низкого давления (ЧНД) турбин работают на линейных участках поправок на вакуум, тогда средняя величина поправки к мощности турбины Т-100/120-130 составляет Np2 = кВт/кПа [1, рис П31], а для ПТ-60-130/13 Np2 = кВт/кПа [1, рис П12].

НЭХ обеих турбин построены для конечного давления = кПа. Номинальное (по условию равное фактическому) давление составляет соответственно

= кПа = кПа

Для турбины ПТ-60-130/13

- изменение мощности при отклонении номинального давления в конденсаторе рк от , при котором была построена НЭХ, по (1.10)

Nк = Np2 (рк ) = - ( - ) = кВт;

- изменение удельного расхода теплоты на выработку электроэнергии при этом по (1.11)

= - = , ккал/(кВт.ч).

Для турбины Т-100/120-130:

- изменение мощности

Nк = Np2 (рк ) = - ( - ) = кВт;

- изменение удельного расхода теплоты на выработку электроэнергии

= - = , ккал/(кВт.ч)

где = 2200 ккал/(кВт.ч) - относительный прирост расхода теплоты на конденсационной выработке.

Поправками на расход питательной воды и температуру обратной сетевой воды (для турбины Т-100/120-130) пренебрежем.

Поправка на плановые пуски турбин.

В течение отчетного периода производится один плановый пуск турбины. По данным НЭХ [1, табл. П1, стр. 106] расход теплоты на пуск этой турбины составляет = Гкал.

Тогда поправка на плановые пуски по (1.18) равна

= = ккал/(кВт.ч).

Здесь выработка электроэнергии турбиной за отчетный период по (1.19)

= = МВт.ч,

где раб = 680 ч - время работы турбины в течение отчетного периода со средней мощностью Nт.

Поправка на отработанный ресурс времени вводится, если оборудование отработало с начала эксплуатации более 35000 часов.

Номинальный удельный расход теплоты на выработку электроэнергии рассчитывается как алгебраическая сумма и всех найденных поправок с учетом их знака по (1.22).

Полученные данные сведем в таблицу.

2. РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ НЕТТО ТУРБИННОГО ЦЕХА

Определение средне-номинального удельного расхода теплоты брутто на выработку электроэнергии.

Примем число часов работы ПТ-60 = 720 часов, а турбины Т-100 = 680 часов, тогда выработка электроэнергии турбинами составит соответственно:

Эвыр,ПТ = NПТ ПТ = = МВт.ч ;

Эвыр,Т = NТ Т = = МВт.ч ;

Выработка электроэнергии группой двух турбин по (2.3):

= Эвыр,ПТ + Эвыр,Т = + = МВт.ч.

Количество тепла, затраченного на производство электроэнергии группой из nТА = 2 турбоагрегатов по (2.2)

= + = Гкал.

Средне-номинальный удельный расход теплоты брутто на выработку электроэнергии по (2.1):

= = .

Для определения удельного расхода теплоты нетто группой турбин найдем относительные расходы электроэнергии и теплоты на собственные нужды турбинного цеха.

Определение относительного расхода электроэнергии на собственные нужды турбинного цеха.

По [1] к расходу электроэнергии на собственные нужды группы турбоагрегатов относится электроэнергия, затрачиваемая на:

- привод циркуляционных, конденсатных, дренажных и других насосов, относимых к турбинному оборудованию (кроме питательных);

- на плановые пуски турбин по диспетчерскому графику;

- на освещение помещений турбинного оборудования и электроцеха;

- на двигатели электроцеха, измерительную и ремонтную мастерские и пр.

Для определения мощности циркнасосов найдем конденсационные мощности обеих турбин в следующей последовательности.

По НЭХ определяем значения удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении для регулируемых отборов турбоустановок.

Для ПТ-60-130/13:

- производственный отбор [1, рис. П8] при D0 = т/ч и рп = ата

турбоагрегат котел тепловой

Wптф = кВт.ч/Гкал.

- отопительный отбор [1, рис. П9] при D0 = т/ч, Dп = т/ч и рт = ата

Wттф = f (D0, Dп) + Wттф (рт) = + = кВт.ч/Гкал,

где Wттф - поправка на величину давления в отборе.

Для Т-100/120-130 [1, рис. П17,б] при D0 = т/ч и ртв = ата:

Wттф = кВт.ч/Гкал.

При этом теплофикационная мощность турбоустановок составляет:

- турбины ПТ-60 по (2.4)

Nтф = Wттф Qт + Wптф Qп = + = МВт;

- турбины Т-100

Nтф = Wттф Qт = = МВт;

Конденсационная мощность турбоустановок равна по (2.5) Nк = Nт Nтф:

- турбины ПТ-60

Nк = = МВт,

- турбины Т-100

Nк = = МВт,

По НЭХ, в зависимости от Nк и при условии совместной работы турбоустановок определяем мощность циркуляционных насосов:

- для ПТ-60 [1, рис. П13] Nцн = кВт,

- для Т-100 [1, рис. П32] Nцн = кВт.

Мощность прочих механизмов собственных нужд в НЭХ оценена величиной

- для ПТ-60 [1, рис. П13] Nпроч = кВт,

- для Т-100 [1, рис. П32] Nпроч = кВт.

В течение отчетного периода производился плановый пуск турбины
. По [1, табл. П1] расход электроэнергии на пуск этой турбины
= МВт.ч.

Нормативная величина расхода электроэнергии на собственные нужды турбинного цеха за отчетный период составляет по (2.6):

=

= (NцнПТ + NпрочПТ) ПТ + (NцнТ + NпрочТ) Т + =

= = МВтч.

При этом относительный расход электроэнергии на собственные нужды турбинного цеха по (2.10):

= = %.

Расчет относительного удельного расхода теплоты на собственные нужды турбинного цеха.

Расход тепла на собственные нужды турбинного цеха включает затраты на:

- плановые пуски турбоагрегатов;

- отопление производственных помещений турбинных установок и электроцеха, душевые и пр.

При этом его относительная величина по (2.11) составляет

, %

где = Гкал - расход теплоты на пуск турбины по [1, табл. П1];

- суммарный расход теплоты в свежем паре на выработку электроэнергии группой турбоустановок по (2.2) = Гкал.

При = / = Гкал/ч по НЭХ [1, рис. П36]

= %.

При этом

= %

Определение среднего удельного расхода теплоты нетто на производство электроэнергии группой турбоагрегатов по (2.12).

=

= = ккал/(кВт.ч)

где для турбоагрегатов высокого давления коэффициент допуска на эксплуатационные условия Ктдоп = 0,8%.

3. РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ КОТЛОАГРЕГАТОВ И КОТЕЛЬНОГО ЦЕХА

3.1 Выбор состава работающих котлоагрегатов и их исходно-номинальные показатели

Полагая, что техническое состояние котлоагрегатов одинаково, нагрузку между ними будем распределять равномерно.

Для выбора количества работающих котлов определим их необходимую паропроизводительность.

Суммарный за отчетный период расход свежего пара на группу турбоагрегатов по (3.1):

= D0,ПТ ПТ + D0,Т Т =

Суммарный за отчетный период расход пара от группы котлов с учетом утечек по (3.2):

= = (1 + ут) =

= (1+0,015) = т.

Примем время работы котлов в течение отчетного периода КА = 700 ч, тогда средний за отчетный период часовой расход пара от группы котлов по (3.3):

= / КА = / = т/ч.

Количество работающих котлов выберем с учетом технических ограничений (минимальной и максимальной нагрузок) и зависимости КПД котлов от нагрузки. По данным [1, рис. П34] максимум КПД брутто котла БКЗ-421-140 приходится на нагрузку, равную ~ 260 т/ч, т.е. ~ 60 % номинальной.

Дополнительно можно учесть зависимость расхода теплоты на собственные нужды котельного цеха от количества работающих котлов по [1, рис. П38] и желательность наличия на ТЭЦ холодного резерва котельной мощности.

Если в отчетном периоде в работе будут находиться два котла, их средняя за отчетный период паропроизводительность составит по (3.4)

Dк = / nКА = /2 = т/ч, а КПД = %,

а если три, то

Dк = / nКА = /3 = т/ч, а КПД = %.

С учетом [1, рис. П34, П38] принимаем, что в течение отчетного периода в работе находились котла со средней паропроизводительностью Dк = т/ч.

Средняя теплопроизводительность котлов по (3.5):

= = = Гкал/ч.

По НЭХ [1, рис. П34, П35] в зависимости от Dк определяем исходно-номинальные значения показателей котельных установок, считая их одинаковыми для всех работавших агрегатов:

- КПД брутто = %;

- потери теплоты с уходящими газами q2(ном,исх) = %;

- потери теплоты от химического q3(ном) и механического q4(ном) недожога q3(ном) + q4(ном) = %;

- потери теплоты на наружное охлаждение q5(ном) = %;

- коэффициент избытка воздуха в режимном сечении рс(ном) = ;

- присосы воздуха в тракте от режимного сечения до точки измерения температуры уходящих газов ух(ном) = ;

- температура уходящих газов tух(ном,исх) = оС;

- нагрев воздуха в дутьевых вентиляторах tдв(ном) = оС;

- степень рециркуляции дымовых газов r(ном) = %;

- удельный расход электроэнергии на дымососы рециркуляции

Эр(ном) = кВтч/Гкал;

- удельный расход электроэнергии на тягодутьевые механизмы

Эт+д(ном,исх) = кВтч/Гкал.

Номинальная величина коэффициента избытка воздуха в уходящих газах

ух(ном) = рс(ном) + ух(ном) = + =

В [1, рис. П33] приведены условия построения НЭХ котлоагрегатов, а также необходимые данные для ввода поправок к исходно-номинальным значениям КПД, температуры уходящих газов и удельного расхода электроэнергии на тягу и дутье на отличие фактических значений внешних факторов от фиксированных.

3.2 Определение номинального КПД брутто котельного цеха

Поправка к номинальному КПД брутто котлов при отклонении фактического значения влияющего фактора (температуры) от принятого при построении НЭХ равна

= ( ), %.

Поправка на изменение температуры холодного воздуха.

По условию температура холодного воздуха на всасе вентиляторов, частично забираемого из котельного отделения, равна = оС.

По НЭХ [1, рис. П33] = , тогда

= ( ) = = %.

Поправка на изменение температуры питательной воды.

В зависимости от расхода свежего пара на турбины по рис. П11 и П16 найдем средние за отчетный период значения температуры питательной воды за ПВД турбоустановок:

- для ПТ-60 при = т/ч = оС.

- для Т-100 при = т/ч = оС.

При этом средняя температура питательной воды на входе в котлоагрегаты по (3.10) приближенно:

= = оС.

По НЭХ [1, рис. П33] = , тогда поправка на температуру питательной воды:

= ( ) = = %.

Поправка на плановый пуск котла.

За отчетный период производится = плановых пусков котлоагрегатов. Условно разнесем соответствующую поправку между всеми работающими котлами.

Суммарная выработка теплоты котлами за отчетный период по (3.14):

= = = Гкал.

Суммарный расход топлива на котлы:

= = = , т у.т,

где = ккал/кг = Гкал/т - теплотворная способность условного топлива.

Расход топлива на пуск котлоагрегата по [1, табл. П1] = т у.т., тогда поправка на плановых пусков котла:

= = %.

Поправка на отработанный ресурс времени вводится, если оборудование отработало с начала эксплуатации более 35000 часов.

Номинальный КПД брутто котлов находится как алгебраическая сумма исходно-номинального значения и всех найденных поправок

= + + + + =

3.3 Определение номинальных потерь с уходящими газами

При работе котлов на газе для определения q2(ном) к величине q2(ном,исх) вводятся поправки на фактическое значение tхв и tпв, которые равны по модулю, но противоположна по знаку соответствующим поправкам, вводимым к КПД брутто

q2,tхв = - = ,

q2,tпв = - = .

Номинальные потери с уходящими газами определяются как алгебраическая сумма:

q2(ном) = q2(ном,исх) + q2,tхв + q2,tпв = + + = %

3.4 Определение номинальной температуры уходящих газов

С учетом [1, рис. П33] поправка на температуру питательной воды:

tух,tпв = ( ) = +0,2 ( - ) = оC.

Номинальная температура уходящих газов:

tух(ном) = tух(ном,исх) + tух, tпв = + = оC.

3.5 Определение КПД нетто котельного цеха

Для определения КПД нетто котельного цеха необходимо найти относительные величины расхода электроэнергии и теплоты на собственные нужды котельного цеха.

В расход электроэнергии на собственные нужды котельного цеха включаются затраты на электродвигатели питательных насосов, тягодутьевых установок, в том числе дымососов рециркуляции, плановые пуски котлов и прочие нужды по (3.22)

, МВт.ч.

Расход электроэнергии на питательные насосы

Средний часовой расход питательной воды найдем по формуле

= пв ,

где

= / = т/ч.

Здесь соотношение расходов питательной воды и расхода свежего пара

пв = Gпв/G0 1,02

В зависимости от расхода питательной воды по НЭХ находим по [1, рис. П37] удельный расход электроэнергии на питательные насосы

Эпэн = (кВт.ч)/(т п.в.).

Полный расход электроэнергии за отчетный период на привод питательных насосов

= Эпэн пв = = МВт.ч.

Расход электроэнергии на тягу и дутье

Номинальный удельный расход электроэнергии на тягу и дутье по [1, рис. П33]

Эт+д(ном) = Эт+д(ном,исх) + Эт+д = + = кВт.ч/Гкал,

где Эт+д = (tхв ) = +0,005 ( - 20) = кВтч/Гкал - поправка на изменение температуры холодного воздуха.

Полный расход электроэнергии за отчетный период на привод тяго-дутьевых механизмов,

= Эт+д(ном) = = МВт.ч.

Расход электроэнергии на прочие механизмы собственных нужд котельного цеха

По НЭХ определяем мощность прочих механизмов собственных нужд котельного цеха = 336 кВт.

Тогда:

 = = МВт.ч.

Расход электроэнергии на плановые пуски котлов.

Принимаем по НЭХ [1, табл. П1] = МВт.ч, тогда суммарные за отчетный период затраты электроэнергии на плановые пуски котлоагрегатов

= = = МВт.ч.

Суммарный за отчетный период расход электроэнергии на собственные нужды котельного цеха по (3.22)

= + + + = МВт.ч.

Относительный расход электроэнергии на собственные нужды котельного цеха по (3.27)

100, % = = %.

Относительный расход теплоты на собственные нужды котельного цеха.

Расход теплоты на собственные нужды котельного цеха включает расход теплоты на отопление, вентиляцию и на плановые пуски котлов.

Номинальная величина затрат теплоты на пуски котлоагрегатов определим по [1, табл. П1] = Гкал.

Суммарная выработка теплоты котлами в час:

= 0,6 = / КА = = Гкал/ч.

Прочие затраты теплоты на собственные нужды котельного цеха определим в зависимости от температуры наружного воздуха tнв, числа работающих котлоагрегатов и по [1, рис. П38] = %.

Тогда по (3.28)

= = %.

Средний КПД брутто котельного цеха

Поскольку приняли одинаковое техническое состояние и условия работы котлоагрегатов, то средний по котельному цеху КПД брутто котлов соответствует КПД брутто каждого котла

= .

КПД нетто котельного цеха

Коэффициент отнесения затрат топлива группой энергетических котлов на производство электроэнергии по (3.32):

Кэ =

или приближенно

Кэ = = ,

где (см. раздел 2) = Гкал;

= =

= Гкал - отпуск теплоты от группы турбоагрегатов.

При работе котлоагрегатов высокого давления на газе коэффициент допуска на эксплуатационные условия = 0,3%, тогда по (3.33):

= %

4. РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЭЦ В ЦЕЛОМ

4.1 Расчет нормативного УРТ на отпуск электроэнергии

Коэффициентом стабилизации тепловых процессов (Кстаб 0,1 %) пренебрежем, тогда номинальный УРТ на отпуск электроэнергии по (4.2):

= = г у.т./(кВтч),

где КПД теплового потока по (4.1):

Примем коэффициент резерва тепловой экономичности по отпуску электроэнергии Крэ=2,5%, а степень использования резерва тепловой экономичности по отпуску электроэнергии рэ = 20%.

Тогда нормативный УРТ на отпуск электроэнергии по (4.3):

= = г у.т./(кВт.ч).

4.2 Расчет нормативного УРТ на отпуск тепловой энергии

По условию доля отпуска теплоты от ПВК = .

Чтобы определить долю отпуска теплоты от сетевых насосов, оценим их мощность по (4.8):

= = кВт.

где Gсв, vв - расход сетевой воды и ее удельный объем;

pсн - повышение давления в сетевых насосах;

cн - КПД (адиабатный) сетевых насосов (cн = 0,8 … 0,85).

Отпуск теплоты за счет нагрева ее в сетевых насосах с учетом электромеханического КПД насосов = % по (4.9):

= = Гкал

Суммарный отпуск теплоты от ТЭЦ, включая отпуск теплоты за счет нагрева ее в сетевых насосах:

= = Гкал

Доля отпуска теплоты от сетевых насосов по (4.6):

= = .

Отпуск теплоты с горячей водой

= Гкал.

Доля отпуска теплоты с горячей водой в суммарном отпуске воды и пара по (4.7):

= =

Удельный расход электроэнергии на теплофикационную установку по (4.10):

= = кВт.ч/Гкал,

где коэффициент 1,2 учитывает затраты на привод прочих механизмов теплофикационной установки;

= / = Гкал/ч.

Принимаем коэффициент, учитывающий потери теплоты, связанные с отпуском тепловой энергии f = 1,025, тогда номинальный УРТ на отпуск тепловой энергии по (4.4):

= кг у.т./Гкал.

Принимаем коэффициент резерва тепловой экономичности по отпуску тепловой энергии Кртэ = 1%, а степень использования резерва тепловой экономичности по отпуску тепловой энергии ртэ = 20%, тогда нормативный УРТ на отпуск тепловой энергии по (4.11):

= = кг у.т./Гкал.

Нормативный расход топлива за отчетный период по (4.12)

= Эотп + =

= + = т у.т.

4.3 Расчет УРТ на отпуск тепловой энергии при экономическом методе разделения топливных затрат

Принимаем удельный расход топлива на отпуск электроэнергии от ТЭЦ, равным УРТ на отпуск электроэнергии от замещающей КЭС, bзам = 320 г у.т./(кВт.ч).

Номинальный расход электроэнергии на собственные нужды по (4.14)

= + + Этепл = + + = МВтч,

где расход электроэнергии на теплофикационную установку за отчетный период (при отпуске теплоты с горячей водой за отчетный период по (4.15)

= Гкал)

Этепл = = = МВтч.

Отпуск электроэнергии от ТЭЦ при номинальном расходе электроэнергии на собственные нужды по (4.13):

Эотп = Эвыр = = МВтч.

Нормативный УРТ на отпуск тепловой энергии при экономическом методе разделения топливных затрат по (4.16):

= кг у.т./Гкал.

5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РЕЗЕРВОВ ТЕПЛОВОЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ (ПЕРЕРАСХОДОВ ТОПЛИВА) НА ТЭЦ

5.1 Перерасходы топлива по котельному цеху

Так как принято, что котлы имеют одинаковое техническое состояние и работают с одинаковыми нагрузками, определим суммарные перерасходы топлива (в пересчете на условное) по цеху, которые условно симметрично разнесем между всеми работающими котлоагрегатами.

Перерасход топлива на внеплановые пуски котлов по (5.1):

= = т у.т.

Фактическая температура уходящих газов:

tух = tух(ном) + tух = + = оС.

Фактический избыток воздуха в уходящих газах:

ух = ух(ном) + = + = .

Изменение величины q2, вызванное отклонением фактической температуры уходящих газов tух от номинальной tух(ном) по (5.2):

? = .

Перерасход топлива по tух по (5.3):

= = т у. т.

Изменение потерь теплоты с уходящими газами, вызванное отклонением коэффициента избытка воздуха ух в них от номинального ух(ном) по (5.4):

=

Перерасход условного топлива по ух по (5.5)

= = т у.т.

Суммарный перерасход топлива по котельному цеху

= = т у.т.

5.2 Перерасходы топлива, связанные с изменением внутренних факторов эксплуатации турбинного оборудования

Так как число часов работы турбин за отчетный период различается, будем искать перерасходы топлива в отдельности по каждой турбине.

Перерасход условного топлива по i-му внутреннему фактору по (5.7):

,

где - нормативный расход условного топлива на отпуск электроэнергии от группы оборудования находится по (5.8):

= = т у.т.;

- расход теплоты, затрачиваемый группой турбоагрегатов на производство электроэнергии, по (2.2) равен = Гкал;

- изменение полного расхода теплоты на турбину вследствие отклонения i-го внутреннего фактора от номинального рассчитывается по (5.12)

.

Перерасход топлива, связанный с увеличением давления отопительного отбора Т-100/120-130.

По условию фактическое давление в отопительном отборе выше нормативного на ртв = %, то есть оно равно

ртв,факт = ртв,ном (1 + ртв/100) = = ата.

При этом давлении фактическая величина удельной выработки электроэнергии по теплофикационному циклу по графической зависимости [1, рис. П17,б] равна:

Wттф,факт = кВт·ч/Гкал.

При номинальном давлении в отборе

Wттф= кВт·ч/Гкал.

Снижение теплофикационной выработки по (5.11) составляет

=

= = МВтч.

Недовыработку электроэнергии по теплофикационному циклу необходимо замещать выработкой по конденсационному циклу, поэтому по (5.9)

= = Гкал.

Соответственно по (5.7)

Перерасход топлива, связанный с изменением начального давления.

НЭХ паровых турбин построены при номинальном давлении свежего пара рн0 = ата.

Фактическое начальное давление

р0 = рн0 + р0 = ата.

При отклонении начального давления от номинального на ата = МПа изменение удельного расхода теплоты на выработку электроэнергии

- для турбины ПТ-60 при D0 = т/ч по [1, рис. П3,а]:

= ккал/(кВт.ч) = Гкал/(МВт.ч);

- для турбины Т-100 при D0 = т/ч по [1, рис. П27]:

= ккал/(кВт.ч) = Гкал/(МВт.ч).

Изменение полного расхода теплоты по (5.12)

- для ПТ-60 = = Гкал;

- для Т-100 = = Гкал.

Перерасходы топлива по (5.7)

- для ПТ-60 = = т у.т.

- для Т-100 = = т у.т.

Перерасход топлива, связанный с изменением начальной температуры.

По условию начальная температура пара перед турбинами равна номинальной, поэтому перерасходы топлива по (5.7)

- для ПТ-60 = т у.т.

- для Т-100 = т у.т.

Суммарный перерасход топлива по турбинному цеху

= = т у.т.

5.3 Перерасходы топлива по собственным нуждам ТЭЦ

По условию фактический расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ выше нормативного на %, то есть на

= = = МВтч.

Тогда фактический отпуск электроэнергии от ТЭЦ составляет

= - = МВтч,

где фактический расход электроэнергии на собственные нужды

= + = МВтч.

Перерасход топлива, связанный с отклонением фактического расхода электроэнергии на собственные нужды от нормативного

= .

5.4 Определение общих по станции перерасходов топлива