СО 34.09.457-2004. Методика расчета минимальной мощности теплоэлектроцентрали
Актуально на 01.11.2026.
Как цитировать: "СО 34.09.457-2004. Методика расчета минимальной мощности теплоэлектроцентрали". СО 34.09.457-2004. https://bukva.ai/docs/metodika-so-34-09-457-2004
(утв. РАО «ЕЭС России» 10.03.2004)
10 марта 2004 года
МЕТОДИКА РАСЧЕТА МИНИМАЛЬНОЙ МОЩНОСТИ ТЕПЛОЭЛЕКТРОЦЕНТРАЛИ
Разработано Филиалом ОАО «Инженерный центр ЕЭС» — «Фирма ОРГРЭС».
Исполнители: Н.Л. Астахов, А.Г. Денисенко, М.С. Молоканов, В.С. Цветков.
Утверждено Департаментом электрических станций Российского открытого акционерного общества энергетики и электрификации «ЕЭС России» 10.03.2004.
Настоящая Методика регламентирует порядок расчета значений минимальной электрической мощности теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) при заданной тепловой нагрузке.
Методика предназначена для использования на всех стационарных паротурбинных электростанциях, работающих на органическом топливе, а также в АО-энерго и генерирующих компаниях.
Методика вводится в опытном порядке.
Введение
Федеральный закон Российской Федерации от 26 марта 2003 г. № 35-ФЗ «Об электроэнергетике» устанавливает приоритет комбинированной выработки электрической и тепловой энергии по отношению к другим режимам работы ТЭС (пункт 1 статьи 13, пункт 2 статьи 32, статья 45).
Выработанной по комбинированному (теплофикационному) циклу является электроэнергия, полученная за счет пара, частично или полностью отработавшего в турбоагрегате, тепло которого использовано для теплоснабжения потребителей.
На турбоагрегатах с регулируемыми отборами и конденсацией пара выработке электроэнергии по теплофикационному циклу Э тф
(теплофикационной мощности N ) сопутствует вынужденная выработка
тф в
электроэнергии по конденсационному циклу Э (вынужденная
кн
конденсационная мощность), обусловленная минимальным эксплуатационным расходом пара в конденсатор.
В настоящей Методике под минимальной мощностью турбоагрегата (ТЭЦ) понимается сумма теплофикационной и вынужденной
в
конденсационной (N ) мощностей. кн
В эксплуатационных условиях минимальная мощность ТЭЦ определяется:
- количеством тепла, отпускаемого внешним потребителям;
- установленными заводами-изготовителями минимальными расходами пара в конденсаторы турбоагрегатов;
- техническими минимумами теплопроизводительности энергетических котлов;
- условиями надежности энергоснабжения потребителей;
- техническим состоянием оборудования.
1. МИНИМАЛЬНАЯ МОЩНОСТЬ ТУРБОАГРЕГАТА
1.1 В общем случае минимальная электрическая мощность
мин
турбоагрегата N (исходя из обеспечения потребителей теплом) Т определяется по формуле:
мин (Н) N = N + SUM ДЕЛЬТА N , (1) Т Т Т
где:
(Н)
N - нормативная мощность турбоагрегата при работе его по
Т
тепловому графику нагрузок, МВт; SUM ДЕЛЬТА N — сумма поправок к нормативной мощности Т турбоагрегата, МВт.
1.2. Под нормативной мощностью турбоагрегата при работе его по тепловому графику нагрузок понимается электрическая мощность турбоагрегата при работе его с заданной тепловой нагрузкой и минимальным (установленным заводом-изготовителем) расходом пара в конденсатор.
1.3. Наличие в нормативных документах (НД) по топливоиспользованию электростанций графиков нормативной мощности турбоагрегатов с конденсацией и регулируемыми отборами пара для режимов работы их с полным использованием тепла отработавшего пара, а также турбоагрегатов с противодавлением регламентировано «Методическими указаниями по составлению и содержанию энергетических характеристик оборудования тепловых электростанций: РД 34.09.155-93» (СО 153-34.09.155-93) (М.: СПО ОРГРЭС, 1993).
1.4 Основой для построения графиков нормативной мощности
(Н) № турбоагрегатов с регулируемыми отборами и конденсацией пара Т
для режимов работы их с минимальным (установленным заводом- изготовителем) расходом пара в конденсатор (рисунки 1 и 2 - здесь и далее рисунки не приводятся) являются содержащиеся в НД по топливоиспользованию графики зависимости удельного расхода тепла на турбоагрегат на выработку электроэнергии q от его
T
_
электрической мощности N и нагрузки производственного Q и
Т ПО
_
отопительного Q отборов. ТО
1.5. Графики, аналогичные рисунку 1, разрабатываются для турбоагрегатов ПТ1 (при работе их только с производственным или только с отопительным отбором), П и T1, а также Т2 (для одноступенчатого и двухступенчатого подогрева сетевой воды).
1.6 Графики, аналогичные рисунку 2, разрабатываются для
турбоагрегатов ПТ1 (при Р = const и Р = const) и ПТ2 (для
П Т
каждого фиксированного значения давления пара в верхнем и нижнем
отопительных отборах при Р = const).
П
Примечание. В пунктах 1.5 и 1.6 приняты следующие обозначения типов турбоагрегатов: П — с одним производственным отбором пара; Т1 и Т2 — с одной или двумя ступенями давления отопительного отбора пара; ПТ1 и ПТ2 — с производственным и одной или двумя ступенями давления отопительного отбора пара.
(Н)
1.7 Значение № определяется путем проецирования на ось
Т
_ _
мощностей графика q = f(N , Q , Q ) точки А: точки примыкания
Т Т ПО ТО
к линии 1, характеризующей работу турбоагрегата по тепловому
графику нагрузок, линии 2, характеризующей работу турбоагрегата по
_ _
электрическому графику нагрузок при Q (Q ) = const [для
ПО ТО
_
турбоагрегатов типа П (Т1, Т2), рисунок 3] или при Q = const и ПО _ Q = const [для турбоагрегатов ПТ1 и ПТ2, рисунок 4]. ТО (Н)
1.8 На графиках № обозначаются границы зон естественного
Т
повышения давления (ЕПД) в камерах регулируемых отборов пара. (Н) Значения № в зонах ЕПД определяются при значениях естественного Т давления пара в камерах отборов.
1.9 Если по каким-либо причинам для всего диапазона изменения
_ _
нагрузок отборов Q и Q или отдельных его интервалов значения
ПО ТО
(Н) _ _
N нельзя определить на основе графиков q = f(N , Q , Q ),
Т Т Т ПО ТО
то они определяются на основе диаграммы режимов.
1.10 К факторам, влияющим на изменение нормативной мощности турбоагрегата, относятся:
- временное, утвержденное в установленном порядке снижение параметров пара перед турбоагрегатом;
- отклонение значений давления пара в регулируемых отборах от их значений, принятых при построении энергетической характеристики турбоагрегата;
- отклонение давления пара в конденсаторе от номинального значения;
- минимальный, установленный заводом-изготовителем расход свежего пара, при котором обеспечивается устойчивая работа системы регенеративного подогрева питательной воды;
- неудовлетворительное состояние проточной части турбоагрегата;
- неудовлетворительное состояние регулирующих органов части низкого давления (ЧНД);
- при минимальном (установленном заводом — изготовителем турбоагрегата) расходе пара в конденсатор — превышение допустимых значений температуры металла выхлопного патрубка ЧНД и вибрации ротора;
- прочие факторы.
2. МИНИМАЛЬНАЯ МОЩНОСТЬ ТЭЦ
2.1 Расчету минимальной мощности ТЭЦ (группы оборудования)
мин мин N (N ) предшествует распределение общей тепловой нагрузки ТЭЦ ГР ТЭЦ (группы оборудования) между отдельными источниками (турбоагрегатами, пиковыми водогрейными котлами, РОУ) в
соответствии с подразделами 2.1 и 2.2 «Методических указаний по»
прогнозированию удельных расходов топлива: РД 153-34.0-09.115-98" (СО 34.0-09.115-98) (М.: СПО ОРГРЭС, 1999). При этом в отпуск тепла из Т- и П-отбора включается отпуск тепла из нерегулируемых отборов (сверх нужд регенерации) с давлением пара соответственно
до и свыше 3 кгс/кв. см.
2.2. При распределении тепловых нагрузок количество работающих турбоагрегатов и групп оборудования должно приниматься минимальным, оно определяется тепловой нагрузкой потребителей.
При минимальных тепловых нагрузках следует предусматривать нахождение в работе одного турбоагрегата и одного котла ТЭЦ, если другое их количество не следует из особенностей тепловой схемы электростанции, условий энергоснабжения потребителей и установленных заводом-изготовителем ограничений в работе оборудования.
мин мин 2.3. Расчеты значений N (N ) производятся для каждого ГР ТЭЦ
месяца.
Расчеты рекомендуется производить по форме таблиц 1 - 4, при необходимости дополняя их или внося в них изменения.
Для месяцев, в течение которых осуществляется отключение (включение) отопительной нагрузки, таблицы 1 - 3 приводятся для двух режимов работы ТЭЦ: без отопительной нагрузки и с отопительной нагрузкой.
2.4 Исходные данные приводятся в таблице 1, результаты
(Н)
распределения тепловых нагрузок, значения N — в графах 2 — 10 Т таблицы 2. В графу 11 таблицы 2 переносится суммарное значение (из таблицы 3) изменения нормативной мощности турбоагрегата SUM ДЕЛЬТА N , в графе 12 указывается сумма значений показателей Т граф 10 и 11.
ОТПУСК ТЕПЛА __________________ ЗА _______ 200_ Г. (наименование ТЭЦ) (месяц)
| Наименование показателя | Значение показателя |
|---|---|
| Время работы ТЭЦ, ч Отпуск тепла внешним потребителям, Гкал: всего из П-отборов (включая РОУ) из Т-отборов от конденсаторов турбоагрегатов при нормальном вакууме от конденсаторов турбоагрегатов при «ухудшенном» вакууме от ПВК от энергетических котлов (свежим паром и через РОУ) Отпуск тепла турбоагрегатами, включая расход на собственные нужды, Гкал: из П-отборов из Т-отборов от конденсаторов при нормальном вакууме от конденсаторов при «ухудшенном» вакууме |
СРЕДНЯЯ ТЕПЛОВАЯ НАГРУЗКА ОТБОРОВ И МОЩНОСТЬ ТУРБОАГРЕГАТОВ __________________ ЗА _______ 200_ Г. ПРИ РАБОТЕ (наименование ТЭЦ) (месяц) ПО ТЕПЛОВОМУ ГРАФИКУ НАГРУЗОК
| Обозначение турбоагрегата и его станционный номер | П-отбор | Т-отбор | Конденсатор | (Н) N , Т МВт | SUM ДЕЛЬТА N , Т | мин N , Т МВт | ДЕЛЬТА q , КН | _мин Q , О Гкал/ч | |||||
| _ Q , ПО | Р , П кгс/ кв. см | _ Q , ТО | Р , Т кгс/ кв.см | Нормальный вакуум | «Ухудшенный» вакуум | МВт | Гкал/МВт ч | ||||||
| Гкал/ч | Гкал/ч | _ Q , НВ Гкал/ч | Р , НВ кгс/ кв. см | _ Q , УВ Гкал/ч | Р , УВ кгс/ кв. см | ||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 |
| Всего по ТЭЦ | - | - | - | - | - | ||||||||
1. Данные приводятся по каждому турбоагрегату, каждой группе оборудования и по ТЭЦ в целом.
2. Указываются все турбоагрегаты (в том числе типов Р и ПР), участвующие в отпуске тепла, по таблице 1.
ЗНАЧЕНИЯ ИЗМЕНЕНИЙ НОРМАТИВНОЙ МОЩНОСТИ ТУРБОАГРЕГАТОВ (ДЕЛЬТА N , МВТ) Т __________________ ЗА _______ 200_ Г. (наименование ТЭЦ) (месяц) ПРИ РАБОТЕ ИХ ПО ТЕПЛОВОМУ ГРАФИКУ НАГРУЗОК
| Фактор изменения нормативной мощности турбоагрегата <*> | Станционный номер турбоагрегата и его обозначение | |||||
| Всего | ||||||
<*> Приводятся действующие из перечисленных в п. 1.10 Методики факторы. Прочие факторы расшифровываются.
В графе 13 указывается относительный прирост расхода тепла турбоагрегатом на производство электроэнергии по конденсационному циклу ДЕЛЬТА q [Гкал/(МВт.ч)]. Он определяется на основе
КН
эксплуатационных данных или с достаточной для данных расчетов точностью может быть рассчитан по формуле:
макс макс (Н) (Н)
q N - q N
Т Т Т Т -3
ДЕЛЬТА q = --------------------- х 10 . (2)
КН макс (Н)
N - N
Т Т
В формуле (2) при заданных тепловых нагрузках турбоагрегата определяемые по графикам, аналогичным рисункам 3 и 4:
(Н) макс N и N - нормативная и максимально возможная мощности Т Т
турбоагрегата, МВт;
(Н) макс q и q - соответствующие этим мощностям удельные Т Т расходы тепла на производство электроэнергии (точки "а" и "в" на
рисунках 3 и 4), Ккал/(кВт.ч)).
2.5 Минимальный расход тепла свежего пара на турбоагрегат
_мин _ _ _ Q (Гкал/ч) [при заданной тепловой нагрузке Q = Q + Q + О Т ПО ТО _ _
- Q (здесь Q — отпуск тепла от конденсатора) и мощности
КОНД КОНД
мин (Н)
N = N + SUM ДЕЛЬТА N ] определяется по формуле:
Т Т Т
_мин (Н) (Н) -3 _
Q = q х N х 10 + ДЕЛЬТА q SUM ДЕЛЬТА N + Q . (3)
О Т Т КН Т Т
В формуле (3) условно принято, что упомянутые в пункте 1.10 настоящей Методики факторы влияют на изменение только конденсационной мощности турбоагрегата.
2.6. Диапазон регулирования теплопроизводительности при различном сочетании работающих котлов (таблица 4) определяется на основе эксплуатационных данных.
| Котел | Группа котлов | |||||
| Станционный номер | Обозначение | Теплопроизводительность, Гкал/ч | Сочетание (номера) работающих котлов | Теплопроизводительность, Гкал/ч | ||
| минимальная, _мин Q К | максимальная, _макс Q К | минимальная, _мин Q К.ГР | максимальная, _макс Q К.ГР | |||
| Котлы на давление пара __ кгс/кв. см. Структура сжигаемого топлива (%): уголь __, газ __, мазут __ | ||||||
| Котлы на давление пара __ кгс/кв. см. Структура сжигаемого топлива (%): уголь __, газ __, мазут __ | ||||||
2.7 Значение минимальной мощности группы оборудования
мин № рассчитывается в такой последовательности: ГР
2.7.1 Определяется теплопроизводительность группы котлов,
необходимая для обеспечения работы турбоагрегатов по тепловому _ТГ графику нагрузок, Q (Гкал/ч): К.ГР
_мин _
SUM Q + Q
_ТГ О РОУ 2
Q = --------------- х 10 , (4)
К.ГР эта
ТП
где:
эта - коэффициент теплового потока, %;
ТП
_
Q - отпуск тепла непосредственно от котлов (свежим паром
РОУ
или через РОУ), Гкал/ч. _ТГ
2.7.2. Если значение Q обеспечивается одним или К.ГР несколькими сочетаниями работающих котлов (точки «а», «в» и «с» на рисунке 5), то:
мин мин N = SUM N . (5) ГР Т
_ТГ
2.7.3. Если значение Q находится вне диапазона К.ГР регулирования теплопроизводительности котлов (точки «d» и «f» на рисунке 5), то:
_мин _ТГ
(Q - Q ) х эта
ТГ мин К.ГР К.ГР ТП
N = SUM N + ------------------------, (6)
ГР Т 2
ДЕЛЬТА q х 10
КН
где:
_мин
Q - минимальное значение теплопроизводительности (Гкал/ч)
К.ГР
ближайшего большего количества работающих котлов (точки «d'» и «f'» на рисунке 5).
2.7.4. Если по тем или иным причинам (например, наличие потребителя тепла, не допускающего перерыва в теплоснабжении) в работе должен находиться резервный котел, то в зависимости от _мин _ТГ мин ТГ соотношения значений Q и Q значение N (N ) К.ГР К.ГР ГР ГР
определяется:
- по формуле (5) для точек «в» и «с» рисунка 5;
- по формуле (6): при этом для точек «d», «f» и «а» значение _мин Q принимается соответственно в точках «f'», «d'» и «а'». К.ГР