---
title: "\"СО 34.09.457-2004. Методика расчета минимальной мощности теплоэлектроцентрали\""
number: "СО 34.09.457-2004"
issuer: "РАО \"ЕЭС России\""
status: действует
canonical: "https://bukva.ai/docs/metodika-so-34-09-457-2004"
---

## "СО 34.09.457-2004. Методика расчета минимальной мощности теплоэлектроцентрали"

# "СО 34.09.457-2004. Методика расчета минимальной мощности теплоэлектроцентрали"

(утв. РАО "ЕЭС России" 10.03.2004)


<div align="right">

<a id="p100001"></a>Утверждена<br>
РАО "ЕЭС России"

</div>

<div align="center">

10 марта 2004 года

</div>


<a id="p100002"></a>**МЕТОДИКА**
**РАСЧЕТА МИНИМАЛЬНОЙ МОЩНОСТИ ТЕПЛОЭЛЕКТРОЦЕНТРАЛИ**

<a id="p100003"></a>СО 34.09.457-2004

<a id="p100004"></a>Разработано Филиалом ОАО "Инженерный центр ЕЭС" - "Фирма ОРГРЭС".
<a id="p100005"></a>Исполнители: Н.Л. Астахов, А.Г. Денисенко, М.С. Молоканов, В.С. Цветков.
<a id="p100006"></a>Утверждено Департаментом электрических станций Российского открытого акционерного общества энергетики и электрификации "ЕЭС России" 10.03.2004.
<a id="p100007"></a>Начальник А.А. Вагнер.

<a id="p100008"></a>Настоящая Методика регламентирует порядок расчета значений минимальной электрической мощности теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) при заданной тепловой нагрузке.
<a id="p100009"></a>Методика предназначена для использования на всех стационарных паротурбинных электростанциях, работающих на органическом топливе, а также в АО-энерго и генерирующих компаниях.
<a id="p100010"></a>Методика вводится в опытном порядке.


## <a id="p100011"></a>Введение


<a id="p100012"></a>Федеральный закон Российской Федерации от 26 марта 2003 г. N 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).
<a id="p100013"></a>Выработанной по комбинированному (теплофикационному) циклу является электроэнергия, полученная за счет пара, частично или полностью отработавшего в турбоагрегате, тепло которого использовано для теплоснабжения потребителей.
<a id="p100014"></a>    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.
<a id="p100015"></a>    В настоящей Методике под минимальной  мощностью  турбоагрегата
(ТЭЦ)  понимается    сумма    теплофикационной    и    вынужденной
                  в
конденсационной (N  ) мощностей.
                  кн
<a id="p100016"></a>В эксплуатационных условиях минимальная мощность ТЭЦ определяется:
- <a id="p100017"></a>количеством тепла, отпускаемого внешним потребителям;
- <a id="p100018"></a>установленными заводами-изготовителями минимальными расходами пара в конденсаторы турбоагрегатов;
- <a id="p100019"></a>техническими минимумами теплопроизводительности энергетических котлов;
- <a id="p100020"></a>условиями надежности энергоснабжения потребителей;
- <a id="p100021"></a>техническим состоянием оборудования.


## 1. <a id="p100022"></a>МИНИМАЛЬНАЯ МОЩНОСТЬ ТУРБОАГРЕГАТА



#### <a id="p100023"></a>1.1 В   общем   случае  минимальная   электрическая  мощность

                мин
турбоагрегата  N    (исходя из  обеспечения  потребителей  теплом)
                Т
определяется по формуле:

                        мин    (Н)
<a id="p100024"></a>                       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.
<a id="p100025"></a>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.
<a id="p100026"></a>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).

#### <a id="p100027"></a>1.4 Основой  для  построения  графиков  нормативной  мощности

 (Н)
N   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
<a id="p100028"></a>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).

#### <a id="p100029"></a>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
<a id="p100030"></a>Примечание. В [пунктах 1.5](#p100028) и [1.6](#p100029) 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)

#### <a id="p100031"></a>1.7 Значение N   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)

#### <a id="p100032"></a>1.8 На  графиках N    обозначаются границы зон  естественного

                       Т
повышения давления  (ЕПД)  в  камерах  регулируемых отборов  пара.
          (Н)
Значения N   в  зонах ЕПД определяются при значениях естественного
          Т
давления пара в камерах отборов.

#### <a id="p100033"></a>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.

#### <a id="p100034"></a>1.10 К факторам, влияющим на изменение нормативной мощности турбоагрегата, относятся:

- <a id="p100035"></a>временное, утвержденное в установленном порядке снижение параметров пара перед турбоагрегатом;
- <a id="p100036"></a>отклонение значений давления пара в регулируемых отборах от их значений, принятых при построении энергетической характеристики турбоагрегата;
- <a id="p100037"></a>отклонение давления пара в конденсаторе от номинального значения;
- <a id="p100038"></a>минимальный, установленный заводом-изготовителем расход свежего пара, при котором обеспечивается устойчивая работа системы регенеративного подогрева питательной воды;
- <a id="p100039"></a>неудовлетворительное состояние проточной части турбоагрегата;
- <a id="p100040"></a>неудовлетворительное состояние регулирующих органов части низкого давления (ЧНД);
- <a id="p100041"></a>при минимальном (установленном заводом - изготовителем турбоагрегата) расходе пара в конденсатор - превышение допустимых значений температуры металла выхлопного патрубка ЧНД и вибрации ротора;
- <a id="p100042"></a>прочие факторы.


## 2. <a id="p100043"></a>МИНИМАЛЬНАЯ МОЩНОСТЬ ТЭЦ



#### <a id="p100044"></a>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](https://bukva.ai/docs/ukazanie-ukazaniya-rd-153-34-0-09-115-98#p100027) и [2.2](https://bukva.ai/docs/ukazanie-ukazaniya-rd-153-34-0-09-115-98#p100048) "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.
<a id="p100045"></a>2.2. При распределении тепловых нагрузок количество работающих турбоагрегатов и групп оборудования должно приниматься минимальным, оно определяется тепловой нагрузкой потребителей.
<a id="p100046"></a>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
<a id="p100047"></a>    2.3. Расчеты  значений   N    (N   ) производятся для  каждого
                              ГР    ТЭЦ
месяца.
<a id="p100048"></a>Расчеты рекомендуется производить по форме [таблиц 1](#p100052) - 4, при необходимости дополняя их или внося в них изменения.
<a id="p100049"></a>Для месяцев, в течение которых осуществляется отключение (включение) отопительной нагрузки, [таблицы 1](#p100052) - 3 приводятся для двух режимов работы ТЭЦ: без отопительной нагрузки и с отопительной нагрузкой.

#### <a id="p100050"></a>2.4 Исходные данные приводятся в [таблице 1](#p100052), 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](#p100077)) изменения нормативной мощности турбоагрегата
SUM ДЕЛЬТА N , в графе 12 указывается сумма  значений  показателей
            Т
граф 10 и 11.

<a id="p100051"></a>Таблица 1

<a id="p100052"></a>        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 |  |


<a id="p100068"></a>Таблица 2

<a id="p100069"></a>   СРЕДНЯЯ ТЕПЛОВАЯ НАГРУЗКА ОТБОРОВ И МОЩНОСТЬ ТУРБОАГРЕГАТОВ
         __________________ ЗА _______ 200_ Г. ПРИ РАБОТЕ
         (наименование ТЭЦ)    (месяц)
                  ПО ТЕПЛОВОМУ ГРАФИКУ НАГРУЗОК


<table>
<colgroup><col width="8%"><col width="6%"><col width="6%"><col width="7%"><col width="6%"><col width="6%"><col width="6%"><col width="6%"><col width="6%"><col width="5%"><col width="13%"><col width="5%"><col width="11%"><col width="6%"></colgroup>
<tr><td rowspan="3">Обозначение турбоагрегата и его станционный номер</td><td colspan="2">П-отбор</td><td colspan="2">Т-отбор</td><td colspan="4">Конденсатор</td><td rowspan="3">(Н) N , Т МВт</td><td>SUM ДЕЛЬТА N , Т</td><td rowspan="3">мин N , Т МВт</td><td>ДЕЛЬТА q , КН</td><td rowspan="3">_мин Q , О Гкал/ч</td></tr>
<tr><td>_ Q , ПО</td><td rowspan="2">Р , П кгс/ кв. см</td><td>_ Q , ТО</td><td rowspan="2">Р , Т кгс/ кв.см</td><td colspan="2">Нормальный вакуум</td><td colspan="2">"Ухудшенный" вакуум</td><td rowspan="2">МВт</td><td rowspan="2">Гкал/МВт ч</td></tr>
<tr><td>Гкал/ч</td><td>Гкал/ч</td><td>_ Q , НВ Гкал/ч</td><td>Р , НВ кгс/ кв. см</td><td>_ Q , УВ Гкал/ч</td><td>Р , УВ кгс/ кв. см</td></tr>
<tr><td>1</td><td>2</td><td>3</td><td>4</td><td>5</td><td>6</td><td>7</td><td>8</td><td>9</td><td>10</td><td>11</td><td>12</td><td>13</td><td>14</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td colspan="2"></td><td colspan="2"></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Всего по ТЭЦ</td><td></td><td>-</td><td></td><td>-</td><td colspan="2"></td><td colspan="2">-</td><td></td><td></td><td></td><td>-</td><td>-</td></tr>
</table>


<a id="p100073"></a>Примечания:
1. <a id="p100074"></a>Данные приводятся по каждому турбоагрегату, каждой  группе оборудования и по ТЭЦ в целом.
2. <a id="p100075"></a>Указываются все турбоагрегаты (в том числе типов Р и ПР), участвующие в отпуске тепла, по [таблице 1](#p100052).

<a id="p100076"></a>Таблица 3

<a id="p100077"></a>             ЗНАЧЕНИЯ ИЗМЕНЕНИЙ НОРМАТИВНОЙ МОЩНОСТИ
                  ТУРБОАГРЕГАТОВ (ДЕЛЬТА N , МВТ)
                                          Т
              __________________ ЗА _______ 200_ Г.
              (наименование ТЭЦ)    (месяц)
           ПРИ РАБОТЕ ИХ ПО ТЕПЛОВОМУ ГРАФИКУ НАГРУЗОК


<table>
<colgroup><col width="35%"><col width="11%"><col width="11%"><col width="11%"><col width="11%"><col width="11%"><col width="11%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2">Фактор изменения нормативной мощности турбоагрегата &lt;*&gt;</td><td colspan="6">Станционный номер турбоагрегата и его обозначение</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Всего</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
</table>



<a id="p100080"></a>

---

<a id="p100081"></a><*> Приводятся действующие из перечисленных в [п. 1.10](#p100034) Методики факторы. Прочие факторы расшифровываются.

<a id="p100082"></a>    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
<a id="p100083"></a>              ДЕЛЬТА q   = --------------------- х 10  .       (2)
                      КН          макс    (Н)
                                 N     - N
                                  Т       Т

<a id="p100084"></a>В формуле (2) при заданных тепловых нагрузках турбоагрегата определяемые по графикам, аналогичным рисункам 3 и 4:
     (Н)     макс
<a id="p100085"></a>    N    и  N     - нормативная  и  максимально возможная мощности
     Т       Т
турбоагрегата, МВт;
     (Н)     макс
<a id="p100086"></a>    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)).

#### <a id="p100087"></a>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                             _
<a id="p100088"></a>    Q    = q   х N   х 10   + ДЕЛЬТА q   SUM ДЕЛЬТА N + Q .    (3)
     О      Т     Т                   КН             Т   Т

<a id="p100089"></a>В формуле (3) условно принято, что упомянутые в [пункте 1.10](#p100034) настоящей Методики факторы влияют на изменение только конденсационной мощности турбоагрегата.
<a id="p100090"></a>2.6. Диапазон регулирования теплопроизводительности при различном сочетании работающих котлов (таблица 4) определяется на основе эксплуатационных данных.

<div align="right">

<a id="p100091"></a>Таблица 4

</div>


<div align="center">

<a id="p100092"></a>**ДИАПАЗОН РЕГУЛИРОВАНИЯ ТЕПЛОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ КОТЛОВ**

</div>



<table>
<colgroup><col width="9%"><col width="9%"><col width="15%"><col width="15%"><col width="14%"><col width="18%"><col width="18%"></colgroup>
<tr><td colspan="4">Котел</td><td colspan="3">Группа котлов</td></tr>
<tr><td rowspan="2">Станционный номер</td><td rowspan="2">Обозначение</td><td colspan="2">Теплопроизводительность, Гкал/ч</td><td rowspan="2">Сочетание (номера) работающих котлов</td><td colspan="2">Теплопроизводительность, Гкал/ч</td></tr>
<tr><td>минимальная, _мин Q К</td><td>максимальная, _макс Q К</td><td>минимальная, _мин Q К.ГР</td><td>максимальная, _макс Q К.ГР</td></tr>
<tr><td colspan="7">Котлы на давление пара __ кгс/кв. см. Структура сжигаемого топлива (%): уголь __, газ __, мазут __</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td colspan="7">Котлы на давление пара __ кгс/кв. см. Структура сжигаемого топлива (%): уголь __, газ __, мазут __</td></tr>
</table>



#### <a id="p100097"></a>2.7 Значение   минимальной   мощности   группы   оборудования

 мин
N     рассчитывается в такой последовательности:
 ГР

##### <a id="p100098"></a>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
<a id="p100099"></a>                  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
<a id="p100100"></a>    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
<a id="p100101"></a>                           N    = SUM N   .                    (5)
                            ГР         Т

                            _ТГ
<a id="p100102"></a>    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
<a id="p100103"></a>              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).
<a id="p100104"></a>    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)](#p100101) для точек "в" и "с" рисунка 5;
 - по [формуле (6)](#p100103): при этом для точек "d", "f" и "а" значение
_мин
Q     принимается соответственно в точках "f'", "d'" и "а'".
 К.ГР



<a id="p100105"></a>

---