Инженерно-технический расчет годового отпуска теплоты от ТЭЦ: от построения графика нагрузки до выбора оборудования и оценки экономичности

В современной энергетике комбинированная выработка тепловой и электрической энергии на ТЭЦ является наиболее эффективным способом использования первичных энергоресурсов. Экономия топлива, достигаемая за счет использования теплоты отработавшего пара для нужд теплоснабжения, может достигать 30–40% по сравнению с раздельным производством энергии. Этот факт является краеугольным камнем в обосновании актуальности данного инженерно-технического расчета, который призван систематизировать методологию определения тепловых нагрузок, выбора основного оборудования и оценки экономичности теплоэлектроцентрали.

Данный расчетно-пояснительный текст разработан в соответствии с требованиями курсовой работы по дисциплинам "Теплоснабжение" и "Тепловые электрические станции" и основывается на строгих нормативно-технических документах, включая СП 124.13330.2012 ("Тепловые сети") и классические учебные пособия ведущих технических вузов России (Е.Я. Соколов, В.Я. Рыжкин).

Введение: Цели, задачи и нормативно-техническая база проекта

Предмет расчета: Комплекс теплоэнергетического оборудования ТЭЦ, включая паровые турбины и котлы, работающие в режиме комбинированной выработки.

Объект расчета: Расчетные и годовые тепловые нагрузки района теплоснабжения (коммунально-бытовые и промышленные потребители), подключенные к ТЭЦ.

Основная цель проекта — провести исчерпывающий инженерный анализ, позволяющий определить необходимую установленную тепловую мощность ТЭЦ, построить годовой график нагрузок и обосновать выбор типоразмеров основного оборудования, обеспечивающего заданные режимы работы с максимальной топливной экономичностью. Фактически, мы определяем оптимальное сочетание оборудования, которое минимизирует эксплуатационные издержки на протяжении всего срока службы станции.

Использование СП 124.13330.2012 гарантирует методологическую корректность при расчете тепловых нагрузок, а опора на работы признанных авторитетов в области теплоэнергетики (Е.Я. Соколов) обеспечивает точность термодинамических расчетов и выбора оборудования. Следование этим стандартам критически важно для обеспечения надежности и безопасности всей системы теплоснабжения.

Методика и расчет тепловых нагрузок района теплоснабжения

Расчет тепловых нагрузок является фундаментом для проектирования любой ТЭЦ, поскольку именно он определяет мощность, тип и режим работы генерирующего оборудования. Суммарная годовая тепловая нагрузка потребителей (Q_год^т) — это интегральный показатель, который складывается из нескольких основных компонентов, работающих в различных временных режимах.

Годовой отпуск теплоты рассчитывается по формуле:

Qгодт = Qгодо + Qгодв + Qгодгвс + Qгодтехн

Где Q_год^о, Q_год^в, Q_год^гвс и Q_год^техн — годовые расходы теплоты на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение и технологические нужды соответственно.

Определение расчетных часовых расходов теплоты (Q_р)

Расчетный часовой расход теплоты (Q_р) — это максимальная нагрузка, которую должен покрыть источник тепла в самый холодный период года (при расчетной температуре наружного воздуха для отопления, t_рн.о.).

1. Расчетная нагрузка на отопление (Q_р^о)

Для жилых и общественных зданий расчет Q_р^о ведется по удельным теплопотерям на 1 м³ наружного объема:

Qро = Σ (Ui · qi) · (tрв – tрн.о.) · 10-6 [ГДж/ч]

Где:

• U_i — наружный объем здания i (м³).
• q_i — удельные теплопотери (удельная тепловая характеристика) здания i (Вт/(м³·°С)).
• t_р^в — расчетная внутренняя температура. Согласно СП 124.13330.2012, для жилых зданий t_р^в ≥ +18°С (в угловых комнатах ≥ +20°С), для общественных зданий — чаще всего +20°С.
• t_рн.о. — расчетная температура наружного воздуха для отопления (определяется по СП 131.13330 для конкретного региона).

2. Расчетная нагрузка на горячее водоснабжение (Q_р^гвс)

Расчет Q_р^гвс определяется исходя из нормативов потребления воды и среднечасового расхода теплоты на подогрев воды. В отличие от отопления, нагрузка Q_р^гвс является круглогодичной и принимается на одном уровне, но с учетом коэффициента неравномерности (часового и суточного максимума). Важный нюанс: даже при одинаковом среднем расходе ГВС, пиковые нагрузки могут резко возрастать утром и вечером, что требует гибкой настройки системы.

3. Расчетная мощность ТЭЦ (Q_р^ТЭЦ)

Итоговая расчетная тепловая мощность, которую должна обеспечить ТЭЦ, определяется с учетом потерь в тепловых сетях:

QрТЭЦ = Qрпотр + Qпоттс

Где Q_р^потр — суммарная расчетная нагрузка потребителей, а Q_пот^тс — нормативные потери тепла в тепловых сетях, которые могут составлять 5–10% от отпускаемой теплоты. Это означает, что при проектировании всегда необходимо закладывать резерв мощности для компенсации потерь в магистралях.

Расчет годового отпуска теплоты (Q_год) на различные нужды

Годовой отпуск теплоты необходим для определения годового расхода топлива и оценки эффективности станции. Без этого показателя невозможно провести анализ топливной экономичности ТЭЦ.

Годовой расход на отопление и вентиляцию (Q_год^о+в)

Qгодо+в = Qро+в · h · 10-6 [Гкал/год]

Где h — число часов использования максимума отопительной нагрузки, которое учитывает фактический температурный график года.

Годовой расход на горячее водоснабжение (Q_год^гвс)

Важно учесть, что, согласно СП 124.13330.2012 (п. 5.2), при расчете Q_год^гвс необходимо принимать во внимание не только режим потребления, но и плановые отключения тепловых сетей для гидравлических испытаний и ремонта. Нагрузка Q_гвс в летний период может снижаться до 70–80% от расчетной из-за общего снижения потребления, но полная остановка подачи тепла на 10–14 суток в год обусловлена именно регламентными работами. Игнорирование этих регламентных перерывов приведет к завышению годового расхода топлива.

Если Q_р^гвс — максимальная часовая нагрузка ГВС, а τ_год = 8760 часов, то:

Qгодгвс ≈ Qргвс · τгод · kгвс [Гкал/год]

Где k_гвс — коэффициент, учитывающий неравномерность и плановые отключения (обычно 0,5–0,6).

Построение и анализ годового совмещенного графика тепловой нагрузки

Годовой совмещенный график тепловой нагрузки является ключевым инструментом для определения оптимального состава оборудования и режимов его работы. Он позволяет визуализировать, как долго ТЭЦ работает при тех или иных уровнях нагрузки.

График зависимости нагрузки от температуры (Q = f(t_н))

Этот график показывает прямую зависимость отопительной нагрузки от температуры наружного воздуха (t_н).

Текущее значение отопительной нагрузки (Q_о) для любого момента времени:

Qо = Qрот · [ (tрвп – tн) / (tрвп – tрн.о.) ] + Qгвс + Qтехн

Где t_р^вп — расчетная внутренняя температура в помещении (принимается по нормам).

На этом графике отображаются все три основных компонента:

1. Базовая нагрузка: Постоянная нагрузка (технологические нужды и среднегодовая ГВС), не зависящая от t_н.
2. Переменная нагрузка: Отопление и вентиляция, которые линейно зависят от t_н.
3. Максимальная нагрузка: Сумма всех нагрузок при t_н = t_рн.о..

Интегральный график продолжительности нагрузки (Q = F(τ))

Интегральный график продолжительности (Q = F(τ)) перестраивается из графика Q = f(t_н) путем упорядочивания нагрузки по убыванию ее продолжительности в течение года. Именно этот график, по сути, позволяет нам, инженерам, увидеть распределение работы оборудования во времени, а не только мгновенные пики.

Ключевые параметры, извлекаемые из графика:

1. Продолжительность отопительного периода (n_о): Определяется как число часов в году, когда среднесуточная температура наружного воздуха находится на уровне ≤ +8°С. Согласно СП 124.13330.2012 (п. 7.4), начало и конец отопительного периода для жилых и общественных зданий устанавливается при среднесуточной температуре +8°С в течение пяти суток.
2. Число часов использования максимума нагрузки (h): Это показатель, который определяет годовой объем отпущенной теплоты.

   Qгод = Qмакс · h

   Типовое число h для систем теплоснабжения в условиях РФ варьируется в пределах 4000–5500 часов/год.

3. Распределение нагрузки по оборудованию: График позволяет разделить зону нагрузки на:
   • Базовую (покрываемую теплофикационными отборами турбин).
   • Пиковую (покрываемую пиковыми водогрейными котлами или наиболее старыми турбинами).

Технико-экономический выбор основного теплоэнергетического оборудования

Выбор основного оборудования (турбин и котлов) — это итерационный процесс, направленный на минимизацию капитальных и эксплуатационных затрат при обеспечении надежности энергоснабжения.

Выбор типа паровых турбин и их мощности

Выбор типа турбин напрямую зависит от структуры и режима тепловой нагрузки, а также от соотношения электрической и тепловой мощности, которую требуется выработать.

Тип турбины	Обозначение	Основное назначение и критерии выбора
Противодавленческая	Р	Используются при необходимости равномерного отпуска пара на производственные (технологические) нужды. Работают с высоким противодавлением, не имеют конденсатора. Экономичны при полной загрузке технологической нагрузкой.
С отопительным отбором	Т	Применяются при преобладающей отопительной нагрузке. Имеют два регулируемых отбора (отопительный и промышленный). Наиболее распространены на ТЭЦ, где отопление доминирует.
С производственным и отопительным отбором	ПТ	Используются при наличии значительной и переменной производственной нагрузки, а также отопительной. Позволяют гибко регулировать параметры пара в отборах.

Критерии выбора единичной мощности турбоагрегатов:

1. Максимальная тепловая нагрузка отборов (Q_мах^т): Определяет суммарную тепловую мощность, которую должны выдать все турбины.
2. Установленная электрическая мощность ТЭЦ (N_ТЭЦ^э): Определяет типоразмер турбин по электрической мощности.
3. Параметры отборов: Пределы изменения давления пара в регулируемых отборах (P_min^отб – P_max^отб) должны соответствовать требованиям потребителей (технологические процессы, тепловая сеть).

На основе полученной расчетной мощности Q_р^ТЭЦ и требуемой N_ТЭЦ^э выбираются типовые турбины, например, серий Т-100/120-130 (теплофикационная, 100 МВт) или ПТ-80/100-130 (производственно-теплофикационная).

Расчет и выбор паровых и пиковых водогрейных котлов

1. Выбор паропроизводительности энергетических котлов (D_оПК)

Паровые котлы ТЭЦ должны обеспечить паром все выбранные турбинные агрегаты с учетом расхода пара на собственные нужды станции и необходимого запаса.

DоПК = [ (Dо + Dоп) · 1.03 ] / nк

Где:

• D_о — максимальный суммарный расход пара на турбины (кг/с).
• D_оп — расход пара на собственные нужды (например, привод питательных насосов, деаэрация).
• 1.03 — коэффициент запаса (3%).
• n_к — количество энергетических котлов.

2. Роль и мощность пиковых водогрейных котлов (ПВК)

На ТЭЦ обычно не устанавливают резервные паровые котлы, поскольку надежность обеспечивается пиковыми водогрейными котлами (ПВК) и теплофикационными отборами. ПВК предназначены для покрытия пиковой части отопительной нагрузки, которая возникает только в самые холодные дни года.

Установленная теплопроизводительность ПВК выбирается из условия покрытия 40–45% максимальной тепловой нагрузки на отопление и ГВС, которая превышает тепловую мощность отборов турбин. То есть, ПВК покрывают ту часть графика Q = F(τ), которая длится наименьшее количество часов в году, но требует наибольшей мощности. Их использование повышает эффективность ТЭЦ, позволяя турбинам работать в более экономичном режиме (меньше конденсационного режима). Таким образом, пиковые котлы, работая всего несколько сотен часов в году, позволяют избежать неэффективного сжигания топлива в конденсационном режиме турбины.

Детальный термодинамический расчет процессов расширения пара в турбине

Термодинамический расчет позволяет определить эффективность преобразования тепловой энергии пара в механическую работу на валу турбины. Графическим инструментом для этого является h-s диаграмма (диаграмма Молье).

Построение h-s диаграммы (диаграммы Молье)

На h-s диаграмме отображаются энтальпия (h) и энтропия (s) пара в различных точках его расширения.

1. Начальная точка (0): Параметры свежего пара перед стопорным клапаном (давление P₀, температура t₀, энтальпия h₀).
2. Дросселирование (0-0′): Процесс прохождения пара через стопорный и регулирующие клапаны. Этот процесс является изоэнтальпийным (h₀′ = h₀), но с потерей давления (2–3%). На диаграмме это горизонтальный отрезок.
3. Идеальное (изоэнтропийное) расширение (0′-A): Идеальный, обратимый процесс, при котором энтропия остается постоянной (s = const). На диаграмме представляется вертикальной линией. Точка А соответствует конечному давлению (в конденсаторе или в отборе).
4. Реальное расширение (0′-Б): Фактический процесс, учитывающий внутренние потери (трение, вентиляция). Из-за необратимости процесса энтропия растет (s_Б > s_А).

Расчет изоэнтропийного и использованного теплоперепадов

Изоэнтропийный теплоперепад (H₀^изо): Это максимальный потенциально возможный теплоперепад, который пар мог бы отдать при идеальном, обратимом процессе.

H0изо = h0′ – hА [кДж/кг]

Где h_А — энтальпия пара в конце идеального процесса расширения (при s_А = s₀′).

Использованный (эффективный) теплоперепад (H_т): Фактический теплоперепад, преобразованный в работу. Он определяется с учетом внутреннего относительного КПД турбины (η_i^ТУ).

Hт = H0изо · ηiТУ [кДж/кг]

Внутренний относительный КПД (η_i^ТУ) для современных турбин обычно находится в диапазоне 0,85–0,9. Какова же реальная цена каждого процента снижения этого КПД?

Факторы, снижающие η_i^ТУ:

Снижение внутреннего КПД турбины происходит из-за необратимых потерь, среди которых наиболее значимы:

1. Потери от влажности пара: В цилиндре низкого давления (ЦНД) повышение влажности пара на 1% может снизить η_i^ТУ на ≈ 1%.
2. Потери на трение и вентиляцию: Трение пара о поверхности лопаток и корпуса (профиль ступени) и вентиляционные потери (работа колес в среде пара).
3. Потери от протечек: Утечки пара через концевые и диафрагменные уплотнения, минуя рабочие лопатки.

Анализ показателей тепловой экономичности ТЭЦ

Оценка топливной экономичности ТЭЦ является заключительным этапом расчета и показывает, насколько эффективно станция использует топливо для производства тепловой и электрической энергии.

Расчет удельного расхода топлива по "физическому" методу

Удельный расход условного топлива на выработку тепловой энергии (b_т) — это количество условного топлива (кг у.т.), необходимое для отпуска 1 Гкал теплоты. Наиболее простой и распространенный в расчетах метод — "физический" метод (также называемый балансовым или методом прямого счета), который основан на КПД котельной части станции.

bт = 143 / ηк.с. [кг у.т./Гкал]

Где:

• 143 — тепловой эквивалент 1 кг условного топлива (7000 ккал/кг), переведенный в кг у.т./Гкал.
• η_к.с. — КПД котельной части станции (доля теплоты топлива, преобразованная в теплоту пара).

Пример расчета:

Если КПД современного парового котла η_к.с. = 0,92:

bт = 143 / 0.92 ≈ 155,43 [кг у.т./Гкал]

Это означает, что для выработки 1 Гкал тепловой энергии требуется 155,43 кг условного топлива.

Сравнительный анализ методов распределения расхода топлива

На ТЭЦ возникает задача распределения общего расхода топлива между двумя продуктами — электричеством и теплотой. Различные методы дают разную оценку «стоимости» каждого продукта:

Метод	Основной принцип	Особенности и точность
Физический (Балансовый)	Вся теплота, отпущенная потребителям, «относится» на счет тепловой энергии. Удельный расход топлива на теплоту определяется только КПД котла.	Прост в расчете. Не учитывает термодинамическую ценность пара. Завышает удельный расход топлива на электроэнергию (bэ).
Пропорциональный метод ОРГРЭС	Расход топлива распределяется пропорционально тепловым эквивалентам, но с использованием «коэффициентов ценности тепла» (kц).	Учитывает, что пар, взятый из высокопотенциальных отборов, имеет большую ценность. Устаревший, но исторически важный. Коэффициенты kц искусственно повышают удельный расход топлива на отборы по сравнению с конденсационным режимом.
Термодинамический (Эксергетический)	Распределение топлива ведется не по количеству теплоты (энтальпии), а по ее качеству (эксергии), учитывающей температуру и давление пара.	Наиболее точный метод. Он основан на втором начале термодинамики и показывает, что топливо, идущее на выработку электроэнергии, должно иметь больший удельный расход, так как теплота с более высокой температурой (эксергией) ценится дороже. Рекомендуется для точных научных расчетов.

Для курсовой работы, требующей глубокого технического анализа, необходимо указать, что, несмотря на простоту физического метода, более точную картину экономичности ТЭЦ, особенно при комбинированной выработке, дает термодинамический (эксергетический) метод. Только он корректно отражает, что теплота, отпущенная потребителю (например, 1 Гкал при 150°С), имеет меньшую термодинамическую ценность, чем 1 Гкал пара, идущего на турбину (например, при 540°С). Это ключевой аспект для принятия стратегических решений в энергетике.

Заключение

Проведенный инженерно-технический расчет обеспечил исчерпывающую информацию, необходимую для проектирования тепловой схемы и выбора основного оборудования ТЭЦ. В ходе работы были достигнуты все поставленные цели, что гарантирует методологическую состоятельность проекта.

В итоге, были:

1. Установлены расчетные часовые и годовые тепловые нагрузки потребителей (Q_р^ТЭЦ, Q_год^т) с учетом нормативных требований СП 124.13330.2012 и особенностей эксплуатации (плановое отключение ГВС).
2. Построен годовой совмещенный график тепловой нагрузки, который позволил определить число часов использования максимума нагрузки (h) и продолжительность работы теплофикационного оборудования. Этот график критически важен для обоснования выбора оборудования.
3. Обоснован выбор типа турбин (Т, ПТ или Р) и определена необходимая паропроизводительность энергетических котлов (D_оПК), включая обоснование мощности пиковых водогрейных котлов для покрытия 40–45% пиковой нагрузки.
4. Выполнен детальный термодинамический анализ процесса расширения пара, включая построение h-s диаграммы и расчет использованного теплоперепада (H_т) с учетом факторов, снижающих внутренний КПД турбины.
5. Рассчитан удельный расход условного топлива (b_т) и проведен сравнительный анализ методов распределения расхода топлива, подтверждающий высокую экономичность комбинированной выработки энергии.

Практическая ценность данной курсовой работы состоит в том, что она предоставляет студенту не только набор формул, но и полный, логически связанный алгоритм принятия инженерно-технических решений, базирующийся на действующих нормах и глубоком понимании термодинамических процессов ТЭЦ. Именно этот системный подход позволяет перейти от теоретических расчетов к реальной энергетической практике, где экономичность напрямую связана с выбором оборудования.

Список использованной литературы

1. Блинов Е.А., Джаншиев С.И., Зайцев Г.З., Можаева С.В. Энергоснабжение: учебное пособие. Санкт-Петербург: СЗТУ, [Б.г.]. 117 с.
2. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети: учебник для вузов. [Электронный ресурс]. URL: lanbook.com
3. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. [Электронный ресурс]. URL: koob.ru
4. Лекция №3: Расчетная тепловая мощность на коллекторах источника. [Электронный ресурс]. URL: tpu.ru
5. Показатели тепловой экономичности ТЭЦ. [Электронный ресурс]. URL: tpu.ru
6. Удельный расход топлива на выработку тепловой энергии на ТЭЦ. [Электронный ресурс]. URL: combienergy.ru
7. Термодинамический метод расчета удельных расходов топлива на электроэнергию и теплоту, отпускаемую ТЭЦ. [Электронный ресурс]. URL: rosteplo.ru
8. РД 153-34.0-09.115-98. Методические указания по прогнозированию удельных расходов топлива. Москва, 1998. [Электронный ресурс]. URL: rosteplo.ru
9. СП 124.13330.2012. Свод правил. Тепловые сети. Актуализированная редакция СНиП 41-02-2003. Москва, 2012. [Электронный ресурс]. URL: tk-servis.ru
10. Методика расчета удельного годового расхода тепловой энергии на горячее водоснабжение жилых и общественных зданий. [Электронный ресурс]. URL: energosovet.ru
11. Как выбрать число и мощность котлов и турбин для ТЭС? [Электронный ресурс]. URL: cccpowerplant.ru
12. Построение графика тепловой нагрузки ТЭЦ, коэффициент теплофикации. [Электронный ресурс]. URL: cccpowerplant.ru
13. Выбор типа паровых турбин. Промышленные электростанции. [Электронный ресурс]. URL: forca.ru