НПП "Центр охраны труда"


Назад


НОРМАТИВНЫЕ ДОКУМЕНТЫ ДЛЯ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И КОТЕЛЬНЫХ


ОТРАСЛЕВОЙ РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ



МЕТОДИКА РАСЧЕТА ПОТЕРЬ ТОПЛИВА, ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И ПАРА ПРИ ПУСКАХ ЭНЕРГОБЛОКОВ МОЩНОСТЬЮ 160-1200 МВт


РД 34.09.156-94


Дата введения 1995-07-01



РАЗРАБОТАНЫ Всероссийским теплотехническим научно-исследовательским институтом (АООТ "ВТИ")


РАЗРАБОТЧИК Н.В. Иванов


УТВЕРЖДЕНЫ Департаментом науки и техники РАО "ЕЭС России" 29 декабря 1994 г.

Начальник А.П. Берсенев


Взамен МТ-34-70-032-86



Настоящая Методика распространяется на конденсационные энергоблоки тепловых электростанций мощностью 160, 200, 300, 500, 800 и 1200 МВт и устанавливает правила расчета планируемых или фактических потерь топлива, электроэнергии и пара при пусках из различных тепловых состояний по планируемым или фактически реализованным графикам с учетом технологических особенностей пусков.

Настоящая Методика обязательна для применения при расчете норм пусковых потерь, анализе экономичности пусков в целях оптимизации их технологии, а также при оценке эффективности мероприятий, направленных на сокращение их длительности.

Методика не распространяется на пуски после монтажа оборудования, а также на пуски, проводимые в испытательных и исследовательских целях.

Положения настоящего отраслевого нормативного документа подлежат применению расположенными на территории Российской Федерации предприятиями и объединениями предприятий, в том числе союзами, ассоциациями, концернами, акционерными обществами, межотраслевыми, региональными и другими объединениями, имеющими в своем составе (структуре) тепловые электростанции и котельные, независимо от форм собственности и подчинения.


1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ


1.1. Термином "Пусковые потери" обозначают непроизводительные затраты топлива, пара от постороннего источника и электроэнергии на привод механизмов собственных нужд в период от отключения турбогенератора от сети при останове энергоблока до полной стабилизации теплового состояния оборудования после достижения номинальной нагрузки.

1.2. Пусковые потери определяют по шести этапам пуска, в пределах которых их структура и уровень по составляющим не меняются:

этап 1 "Простой блока" - с момента отключения турбогенератора от сети при останове до начала подготовительных операций к пуску. Подготовительные операции начинаются в момент включения первого механизма собственных нужд (или первого потребителя пара от постороннего источника) для обеспечения вакуума в конденсаторе;

этап 2 "Подготовка энергоблока к пуску" - с момента начала подготовительных операций до розжига горелок котла;

этап 3 "Растопка котла" - с момента розжига горелок котла до подачи пара в турбину;

этап 4 "Увеличение частоты вращения ротора турбины" - с момента подачи пара в турбину до включения турбогенератора в сеть;

этап 5 "Нагружение турбины" - с момента включения турбогенератора в сеть до достижения номинальной нагрузки энергоблока;

этап 6 "Стабилизация режима работы энергоблока" - с момента достижения номинальной нагрузки энергоблока до полной стабилизации параметров пара, теплового состояния элементов энергоблока и КПД котла.

При последовательной растопке корпусов котла дубль-блока вводится этап "Растопка 2-го корпуса котла".

1.3. При экспериментальном определении пусковых потерь в тоннах условного топлива (т.у.т.) для каждого этапа пуска применяют формулу

,                                       (1)

где , ,

- израсходованные на i-ом этапе пуска топливо, пар от постороннего источника и электроэнергия на собственные нужды (в едином эквиваленте - условном топливе), т.у.т.;

- топливо, эквивалентное полезной (отданной потребителю в процессе пуска) электроэнергии, т.у.т.

Для этапов пуска до включения турбогенератора в сеть (1, 2, 3, 4) значение равно нулю. Для этапов 5 и 6 = 0, так как затраты электроэнергии на собственные нужды входят в величину .

Потери в целом за пуск энергоблока равны сумме потерь по всем этапам пуска.

Топливную составляющую пусковых потерь (т.у.т.) определяют по формуле

,                                                          (2)

где

- количество сожженного на i-м этапе натурального топлива, т.н.т.;

- низшая теплота сгорания топлива, кДж/кг;

29,3

- низшая теплота сгорания условного топлива, кДж/кг.

При сжигании одновременно разных видов топлива топливная составляющая потерь равна сумме значений, рассчитанных по формуле (2) для каждого из этих видов топлив.

Потери пара, полученного от постороннего источника, (т.у.т.) определяют по формуле

,                                                   (3)

где

- потребление пара от постороннего источника на i-ом этапе, т;

iп и iк

- энтальпии пара и конденсата после его использования, кДж/кг;

ξп

- коэффициент ценности тепла пара от постороннего источника;

- КПД "нетто" когда, вырабатывающего потребленный пар.

Потери электроэнергии, потребляемой на привод механизмов собственных нужд т.у.т., рассчитывают по формуле

,                                                          (4)

где

- затраты электроэнергии на собственные нужды на i-м этапе пуска, кВт·ч;

- среднемесячный удельный расход условного топлива энергоблока на отпущенный 1 кВт·ч электроэнергии, г/кВт·ч.

Количество топлива, необходимого для производства отпущенной при пуске электроэнергии со средней на i-м этапе электрической нагрузкой, но для стационарных условий работы т.у.т., определяют по формуле:

,                                            (5)

где

- средняя за i-и период электрическая нагрузка, МВт;

τi

- длительность i-го периода пуска, мин;

- нормативный удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию при средней на i-м этапе электрической нагрузке, г/кВт·ч (определяют по нормативам).

Числовые значения в формуле (5) - размерные коэффициенты.

В пусковые потери топлива на этапах 5 и 6 включены только дополнительные затраты, связанные с нестабильностью параметров, теплового состояния оборудования и КПД котла. Перерасходы топлива за счет сниженной по сравнению с номинальным режимом экономичностью производства электроэнергии на частичных нагрузках в потери не включаются, так как они находят свое отражение в средних показателях энергоблока при анализе топливоиспользования и отчетности о тепловой экономичности.

1.4. При расчетном определении пусковых потерь для каждого этапа пуска применяют формулу

,                                                         (6)

где

- коэффициент потерь условного топлива на i-м этапе по j-й составляющей (топливо, пар, электроэнергия) для потребителя l т.у.т./мин;

- длительность расходования условного топлива в пределах i-го этапа по j-й составляющей для потребителя l, мин.

1.5. Для расчета пусковых потерь используют планируемые или фактически реализуемые графики пуска энергоблоков из различных тепловых состояний с указанием в них показателей, предусмотренных пусковыми ведомостями, и коэффициенты потерь по всем составляющим. Коэффициенты потерь условного топлива по каждой составляющей устанавливают на основе экспериментальных данных для разного типа энергооборудования и для пусков из различных тепловых состояний. При этом применяют формулы (2-5) и фактические длительности отдельных этапов пуска. В настоящей Методике коэффициенты потерь по отдельным составляющим приняты по обобщенным данным для энергоблоков КЭС мощностью              160-1200 МВт.

1.6. Расчет отдельных составляющих потерь должен соответствовать требованиям по учету пусковых потерь при нормировании удельного расхода топлива на электростанциях и отчетности о тепловой экономичности. Составляющие потерь разделяют на части, относимые к котельной и турбинной установкам.

1.7. Настоящая Методика дает возможность рассчитать пусковые потери на дубль-блоках для пусков по моноблочной схеме, когда пусковые операции проводят одновременно на обоих корпусах котла, при пусках с последовательной растопкой корпусов, при пусках до половинной нагрузки на одном корпусе котла, а также отдельно для пуска одного корпуса котла с подключением его к работающей турбине. С учетом погрешности экспериментальных данных, использованных при определении расчетных коэффициентов потерь, разброса обобщенных данных относительно средних значений и допущений, принятых при разработке Методики, погрешность расчетов по ней оценивается на уровне ± 15 %.


2. РАСЧЕТ ПОТЕРЬ ТОПЛИВА, ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И ПАРА ПО ЭТАПАМ ПУСКА


2.1. Потери условного топлива (т.у.т.) при простое энергоблока (этап 1) определяются по формуле

,                                                       (8)

где

- коэффициент потерь, соответствующий затратам электроэнергии на привод механизмов собственных нужд, по технологии непрерывно работающих в период простоя, т.у.т./мин;

- коэффициент потерь, соответствующий затратам пара на поддержание вакуума в конденсаторе, т.у.т./мин;

τ1 и

- соответственно длительность этапа 1 и расходования пара от постороннего источника, мин.

Если во время простоя дополнительно включались отдельные механизмы собственных нужд для опробования или проведения ремонтов, то соответствующие затраты т.у.т., необходимо учитывать индивидуально:

,                                                      (9)

где

- мощность, потребляемая l -м механизмом, МВт;

- длительность работы l-го механизма, мин.

Коэффициенты потерь т.у.т./мин рассчитывают по формуле

,                                                           (10)

где Ai

- коэффициент, учитывающий мощность, потребляемую механизмами собственных нужд, кВт·ч/мин.

Значения коэффициентов Ai и приведены в таблице А1 приложения А. Для определения составляющих потерь электроэнергии (МВт·ч) и теплоты пара от постороннего источника (ГДж) в натуральном исчислении используют следующие уравнения, вытекающие из формул (3) и (4):

,                                                           (11)

,                                                         (12)

Все затраты электроэнергии и пара при простое энергоблока относят к турбинной установке, т.е.:

;   

2.2. Потери условного топлива (т.у.т.) при подготовке энергоблока к пуску (этап 2) определяют по формуле:

,               (13)

где и

- коэффициенты потерь электроэнергии и пара на собственные нужды без учета затрат на привод питательного электро (ПЭН) или турбонасосов (ПТН) и деаэрацию питательной воды, т.у.т./мин;

, и

- коэффициенты потерь на привод ПЭН или ПТН и деаэрацию воды, т.у.т./мин;

τ2, , и

- соответственно длительность этапа 2, работы на этом этапе ПЭНа или ПТНа и деаэрации питательной воды, мин.

Коэффициент потерь т.у.т./мин определяют по формуле:

=2,5·10-6 · Gпв · (tд" - 30),                                                 (14)

где Gпв

- расход питательной воды, т/ч;

tд"

- температура питательной воды на входе в котел, °C;

2,5

- эмпирический коэффициент;

30

- температура холодного конденсата, °C.

Коэффициенты потерь на привод ПЭНа (), т.у.т./мин рассчитываются по обобщенным зависимостям:

для энергоблоков докритического давления

= (33,3 + 0,08 · Gпв) · · 10-6                                          (15)

для энергоблоков сверхкритического давления

= (55,9 +0,12 · Gпв) · · 10-6                                           (16)

Числовые значения в формулах (15) и (16) - эмпирические коэффициенты.

Длительности и , могут различаться, так как возможны затраты пара на деаэрацию до включения питательного насоса при рециркуляции воды в деаэрационном контуре.

Коэффициент определяют по формуле (10).

Значения A2, и приведены в таблице А1 приложения А.

Коэффициенты для энергоблоков 500, 800 и 1200 МВт даны для значения расхода питательной воды 30 % номинального.

Для данного периода пуска все затраты электроэнергии и пара на собственные нужды, кроме затрат на привод ПЭН, ПТН и деаэрацию питательной воды, распределяют поровну между котельной и турбинной установками. Затраты электроэнергии на привод ПЭНа или пара на ПТН относят к котлу, а затраты пара на деаэрацию питательной воды - к турбине. Поэтому

;                                     (17)

;                                    (18)

;                                                     (19)

.                                        (20)

При пуске дубль-блока на одном корпусе котла при использовании формул (14-16) расход питательной воды учитывают только по растапливаемому корпусу.

2.3. Потери условного топлива (т.у.т.) на растопку котла (этап 3) определяют по формуле

,             (21)

где и

- коэффициенты потерь по топливной составляющей и пара на привод турбовоздуходувки для энергоблоков 800 МВт, т.у.т./мин.

Коэффициент для газомазутных энергоблоков 800 МВт не учитывает затраты на привод турбовоздуходувки.

Значения коэффициентов потерь пара и электроэнергии приведены в таблице А1 приложения А, а коэффициентов потерь по топливной составляющей в зависимости от продолжительности простоя энергоблока - в таблице А2.

Для пуска дубль-блока с последовательной растопкой корпусов котла, а также при пуске до половинной нагрузки на одном корпусе котла без растопки второго корпуса значения даны в таблице А3.

Для энергоблоков с прямоточными котлами , а только в том случае, если в процессе растопки отключают подачу стороннего пара в деаэраторе, и деаэрацию осуществляют собственным паром из растопочного расширителя.

Для энергоблоков с барабанными котлами затраты электроэнергии на привод ПЭН и пара на деаэрацию питательной воды учитывают с момента включения в постоянную работу ПЭНа.

Разделение составляющих потерь между котлом и турбиной такое же, как и для предыдущего этапа по формулам (17-20).

Затраты пара на привод ТВД относят к котлу. Тогда формула (18) примет вид

,                                  (22)

Потери сожженного топлива (т.у.т.) относят к котлу:

,                                                             (23)

2.4. Потери условного топлива т.у.т. на повышение частоты вращения ротора турбины (этап 4) рассчитывают по формуле (21). Необходимые для расчетов данные приведены в таблицах А1 - А3.

Для определения составляющих потерь, относимых к котлу и турбине, используют формулы (17-20, 22-23).

2.5. При пуске дубль-блоков с последовательной растопкой корпусов к величинам, определенным в пп. 2.3 и 2.4, необходимо прибавить потери топлива, связанные с растопкой второго корпуса котла до его подключения к турбине. Эти потери принимают по таблице А4.

2.6. Для повышения точности расчетов потерь при нагружении турбины (этап 5) весь этап нагружения следует делить на 4-5 подэтапов с примерно одинаковым диапазоном изменения нагрузки. Среди границ подэтапов должны быть начало и конец проведения технологических операций, после которых изменяется режим потребления электроэнергии агрегатами собственных нужд. Такими операциями являются окончание нагружения первого корпуса котла дубль-блока и подключение к турбине второго корпуса, включение второго ПЭН или ПТН соответственно для энергоблоков докритического и сверхкритического давления, перевод котла на сжигание твердого топлива.

При расчете потерь при нагружении по средней нагрузке в целом за весь этап погрешность расчета для этапа 6 возрастает до ~ 20 %.

Общие потери условного топлива (т.у.т.) равны сумме потерь в каждом подэтапе:

,                                                          (24)

где

- обобщенный коэффициент потерь, учитывающий перерасход топлива за счет нестационарности параметров, теплового состояния элементов энергоблока и КПД котла, затраты электроэнергии на собственные нужды и пара от постороннего источника, т.у.т./мин;

- длительность Z-го подэтапа нагружения, мин.

,                                             (25)

где

- превышение удельного расхода условного топлива на отпущенную электроэнергию при средней на подэтапе Z нагрузке в пусковом нестационарном режиме над его значением для стационарных условий работы при той же нагрузке, т.у.т./кВт·ч;

- средняя нагрузка на Z-м подэтапе, МВт;

- доля затрат электроэнергии на собственные нужды при .

Обобщенная зависимость от средней нагрузки приведена на рисунке А1 приложения А. Кривую 2 используют при расчете потерь для подэтапов нагружения, когда сжигается твердое топливо. При нагружении пылеугольных энергоблоков на газе или мазуте используют кривую 1. Большие перерасходы топлива для пылеугольных энергоблоков связаны с дополнительными по сравнению с газомазутным котлом затратами на стабилизацию КПД пылеугольного котла.

Среднюю нагрузку на Z-м подэтапе определяют по фактическому или планируемому графику нагружения.

Доли затрат электроэнергии на собственные нужды в зависимости от средней нагрузки представлены на рисунке А2.

Перерасходы топлива в период нагружения разделяют на две составляющие, относимые к котлу и турбине. Половину перерасхода топлива для газомазутного энергоблока относят к , т.у.т.:

,                                                       (26)

Все дополнительные перерасходы топлива для пылеугольного энергоблока по сравнению с газомазутным также относят к , т.е. для пылеугольного энергоблока

,                                            (27)

Перерасход топлива при нагружении, обусловливающие дополнительный расход тепла на производство электроэнергии ΔQэ,пуск (ГДж) и относимые к турбинной установке, независимо от типа котла равны

,                                                (28)

2.7. Потери условного топлива т.у.т. на стабилизацию режимов работы энергоблока после окончания нагружения (этап 6) определяют по формуле

,                                                           (29)

где

- коэффициент потерь условного топлива из-за нестационарности теплового состояния и КПД котла, т.у.т./мин;

τ6

- длительность периода стабилизации (по опыту 420 мин),

.                                      (30)

Формула (30) содержит те же величины, что и (25), но относительно не средней нагрузки (), а конечной после окончания пуска - Nкон, МВт. Необходимые для расчета данные принимают по рисункам А1 и А2.

Значения перерасходов топлива и тепла, относимые к котлу (, т.у.т.) и турбине (ΔQэ,пуск, ГДж) определяют соответственно по формулам (26-28).

2.8. Потери топлива на пуск одного корпуса котла с подключением его к работающей турбине с последующим нагружением определяют по данным таблицы А4 с добавлением потерь при нагружении турбины от половинной до полной нагрузки.

Суммарные затраты до подключения корпуса (таблица А4) складываются из расхода сожженного топлива (75 % - относят к), пара (6 % - относят к), электроэнергии собственных нужд (6 % - относят к), пара на деаэрирование растопочного расхода питательной воды (11 % - относят к ) и электроэнергии на обеспечение растопочного расхода питательной воды (2 % - относят к).

Дополнительные потери при нагружении определяют по формулам (24) и (25), а распределение их между и ΔQэ,пуск - по формулам (26-28).

2.9. Форма и пример расчета потерь при пуске энергоблока приведены в приложении Б.



Приложение А

Справочное


Таблица А1 - КОЭФФИЦИЕНТЫ ПОТЕРЬ ПАРА ОТ ПОСТОРОННЕГО ИСТОЧНИКА (, т/мин) И РАСХОД ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ (, кВт·ч/мин)


Коэффициент

Мощность энергоблока, МВт

160

200

300

500

800

1200

1

2

3

4

5

6

7

A1

3,4

4,3

6,45

10,6

17,0

25,5

8, 2·10-3

11,4·10-3

16,4·10-3

21,0·10-3

27,3·10-3

41,0·10-3

A2

для барабанных котлов

20,3

25,4

для прямоточных котлов

30,0

41,1

77,0

125,0

186,6

280,0

15,0·10-3

17,0·10-3

20,0·10-3

21,0·10-3

27,3·10-3

41,0·10-3

62,5·10-3

100·10-3

150·10-3

A3(4)

42,0

54,0

110,0

180,0

280,0

19,0·10-3

22,0·10-3

34,0·10-3

44,0·10-3

51,0·10-3

76,5·10-3

0,084


Примечание. Для энергоблоков 800 МВт в числителе даны значения по энергоблокам, оснащенным турбовоздуходувкой, а в знаменателе - оснащенным тягодутьевыми машинами с электроприводом.


Таблица А2 - КОЭФФИЦИЕНТЫ ПОТЕРЬ ПО ТОПЛИВНОЙ СОСТАВЛЯЮЩЕЙ (, т/мин), ДЛЯ ПУСКОВ МОНОБЛОКОВ И ДУБЛЬ-БЛОКОВ С ПАРАЛЛЕЛЬНОЙ РАСТОПКОЙ КОРПУСОВ КОТЛА


Тип энергоблока

Этап пуск

Длительность простоя, ч

6-10

15-20

более 30

Моноблок 160 МВт с барабанным котлом

3

0,204

0,161

0,09

4

0,256

0,196

0,106

Дубль-блок 160 МВт с прямоточным котлом

3

0,247

0,178

0,120

4

0,304

0,241

0,133

Моноблок и дубль-блок 200 МВт с барабанным котлом

3

0,261

0,193

0,117

4

0,325

0,250

0,146

Моноблок и дубль-блок 200 МВт с прямоточным котлом

3

0,282

0,228

0,140

4

0,350

0,270

0,171

Моноблок и дубль-блок 300 МВт

3

0,371

0,204

0,180

4

0,500

0,270

0,225

Энергоблок 500 МВт

3

0,615

0,340

0,299

4

0,830

0,450

0,373

Энергоблок 800 МВт

3

0,987

0,544

0,479

4

1,330

0,720

0,598

Энергоблок 1200 МВт

3

1,480

0,816

0,718

4

1,995

1,080

0,897


Таблица А3 - КОЭФФИЦИЕНТЫ ПОТЕРЬ ПО ТОПЛИВНОЙ СОСТАВЛЯЮЩЕЙ (, т/мин) ДЛЯ ПУСКОВ ДУБЛЬ-БЛОКОВ НА ОДНОМ КОРПУСЕ КОТЛА


Тип энергоблока

Этап пуск

Длительность простоя, ч

6-10

15-20

более 30

Дубль-блок 160 МВт с прямоточным котлом

3

0,162

0,118

0,114

4

0,200

0,170

0,140

Дубль-блок 200 МВт с барабанным котлом

3

0,157

0,123

0,117

4

0,195

0,150

0,146

Дубль-блок 200 МВт с прямоточным котлом

3

0,185

0,151

0,137

4

0,230

0,190

0,180

Дубль-блок 300 МВт

3

0,241

0,184

0,176

4

0,380

0,228

0,220


Таблица А4 - ПОТЕРИ УСЛОВНОГО ТОПЛИВА (т) НА РАСТОПКУ ВТОРОГО КОРПУСА КОТЛА ДУБЛЬ-БЛОКА ДО ПОДКЛЮЧЕНИЯ К ТУРБИНЕ ПРИ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОМ ПУСКЕ КОРПУСОВ


Тип энергоблока

Длительность простоя, ч

6-10

15-20

более 30

Дубль-блок 160 МВт с прямоточным котлом

10,0

12,0

16,0

Дубль-блок 200 МВт с барабанным котлом

12,0

15,8

17,8

Дубль-блок 200 МВт с прямоточным котлом

13,5

18,8

20,8

Дубль-блок 300 МВт

32,3

43,3

48,0



Рисунок А1 - Превышение удельного расхода условного топлива при средней нагрузке на этапе нагружения в пусковом режиме над его значением для стационарных условий работы


Рисунок А2 - Затраты электроэнергии на собственные нужда энергоблоков


I - 160 МВт; II - 200 МВт; III - 300, 500 МВт; IV - 800, 1200 МВт;

- моноблоки и дубль-блоки в двухкорпусном режиме (при работе одного ПЭН);

- энергоблоки 300 и 200 МВт при работе ПТН или двух ПЭН соответственно;

- дубль блоки в однокорпусном режиме.



Приложение Б

Рекомендуемое


ПРИМЕР РАСЧЕТА ПОТЕРЬ ПРИ ПУСКЕ ЭНЕРГОБЛОКА


В качестве примера приведен расчет потерь при пуске энергоблока 1200 МВт после простоя длительностью 50-60 ч. В основу положены нормативные длительности пуска. Принято, что деаэрацию питательной воды сторонним паром ведут в течение 40 % времени на этапе растопки. Далее используют собственный пар из растопочного расширителя. Пуск блока заканчивают при номинальной нагрузке.


Таблица Б.1


№№ пп.

Параметр

Единица измерения

Значение

Способ определения, формула расчета

1

2

3

4

5

1

т.у.т./мин

0,00803

Формула (10), при = 315 г/кВт·ч

2

τ1

мин

3300

По графику пуска

3

т.у.т.

26,5

Формула (8)

4

МВт·ч

84,1

Формула (11)

5

т.у.т./мин

0,0882

Формула (8)

6

т.у.т./мин

0,041

Таблица А1

7

т.у.т./мин

0,24

Формула (14) при Gпв = 1200 т/ч; tд" = 110 C

8

т.у.т./мин

0,15

Таблица А1

9

τ2

мин

110

По графику пуска

10

т.у.т.

57,1

Формула (13)

11

МВт·ч

15,4

Формула (17)

12

ГДж

549,5

Формула (18)

13

МВт·ч

15,4

Формула (19)

14

ГДж

839,6

Формула (20)

15

т.у.т./мин

0,0882

Формула (8)

16

т.у.т./мин

0,0765

Таблица А1

17

т.у.т./мин

0,096

Средневзвешенная на этапе 3, формула (14)

18

т.у.т./мин

0,084

Таблица А1

19

т.у.т./мин

0,7185

Таблица А2

20

τ3

мин

240

По графику пуска

21

т.у.т.

291

Формула (21)

22

МВт·ч

33,6

Формула (17)

23

ГДж

1914,5

Формула (22)

24

МВт·ч

33,6

Формула (19)

25

ГДж

944

Формула (20)

26

т.у.т.

172,4

Формула (23)

27

т.у.т./мин

0

Условие расчета

28

τ4

мин

15

По графику пуска

29

т.у.т./мин

0,897

Таблица А2

30

т.у.т.

20

Формула (21)

31

МВт·ч

2,1

Формула (17)

32

ГДж

119,7

Формула (22)

33

МВт·ч

2,1

Формула (19)

34

ГДж

16,8

Формула (20)

35

т

13,6

Формула (23)

36

МВт

550

По графику пуска

37

г/кВт·ч

76

Рисунок А1

38

0,04

Рисунок А2

39

т.у.т./мин

0,668

Формула (25)

40

τ5

мин

500

По графику пуска

41

т.у.т.

334

Формула (24)

42

т.у.т.

167

Формула (26)

43

ΔQэ,пуск

ГДж

4893

Формула (28)

44

Nкон

МВт

1200

По графику пуска

45

0,02

Рисунок А2

46

г/кВт·ч

11,0

Рисунок А1

47

т.у.т./мин

0,107

Формула (30)

48

τ6

мин

420

Обобщенные данные

49

т.у.т.

45

Формула (29)

50

т.у.т.

22,5

Формула (26)

51

ΔQэ,пуск

ГДж

659,2

Формула (28)

Суммарно за пуск

52

ΔВпуск

т.у.т.

773

(3)+(10) + (21)+(30) +(41)+(49)

53

МВт·ч

93

(11)+(22)+(31)

54

ГДж

2539

(12)+(23)+(32)

55

МВт·ч

93

(4)+(13)+(24) + (33)

56

ГДж

1806

(14)+(25)+(34)

57

ΔQэ,пуск

ГДж

5556

(43)+(51)

58

т.у.т.

376

(26)+(35)+(42) + (50)



КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: Энергетика, тепловые электростанции, нормы, расчет, пуск энергоблоков, потери топлива, потери электроэнергии, потери пара

Назад

 



121357 г. Москва, Ивана Франко 46с4
(499) 450-37-23, (495) 797-30-53, (495) 440-74-62
Политика конфиденциальности



Оформить заказ
Корзина: