РД 34.09.156-94

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)

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)

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)

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

,                                                          (4)

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)

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)

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)

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)

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

,                                                           (10)

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)

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

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

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)

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)

,                                             (25)

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)

.                                      (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)

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

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

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

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

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