РД 34.09.207

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР

ГЛАВНОЕ ТЕХНИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭНЕРГОСИСТЕМ

НОРМЫ ЗАТРАТ

ТОПЛИВА И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА РАБОТУ ТУРБОАГРЕГАТОВ

К-50-90, К-100-90 И К-200-130 ЛМЗ В РЕЖИМАХ ВРАЩАЮЩЕГОСЯ РЕЗЕРВА И СИНХРОННОГО КОМПЕНСАТОРА

РД 34.09.207

(HP 34-70-060-84)

УДК 621.165.003.1

Срок действия установлен

с 01.01.85 г. до 01.01.90 г.

РАЗРАБОТАНО предприятием Донтехэнерго производственного объединения "Союзтехэнерго"

ИСПОЛНИТЕЛИ В.Д. ВИНОГРАДСКИЙ, В.И. КОГУТНИЦКИЙ

УТВЕРЖДЕНО Главным техническим управлением по эксплуатации энергосистем 20.07.84г.

Заместитель начальника Д.Я. ШAMАРАКОВ

1. Настоящие Нормы регламентируют затраты электроэнергии и тепла, а также эквивалентные им затраты топлива, необходимые для поддержания турбоагрегатов в режимах вращающегося резерва (моторный режим) или синхронного компенсатора.

Нормы предназначены для использования при анализе и нормировании технико-экономических показателей ТЭС.

2. Вращающийся резерв турбоагрегата представляет собой режим, при котором генератор включен в сеть и работает в режиме электродвигателя, вращая с номинальной частотой роторы турбины и генератора. При этом свежий пар через паровпускные органы турбины не подается.

Для поддержания температурного состояния турбины, обеспечивающего ее быстрое нагружение, на передние уплотнения ЦВД и ЦСД подается пар с температурой 500-540 °С; для исключения перегрева рабочих лопаток в проточную часть подается пар с температурой 150-300 °С и в конденсаторе поддерживается глубокий вакуум.

3. Режим синхронного компенсатора (СК) характеризуется тем, что турбогенератор вырабатывает или потребляет реактивную мощность, используя активную мощность из электросети. Режим СК в настоящих Нормах рассматривается для случая выработки реактивной мощности в двух вариантах: турбина присоединена к генератору и турбина отсоединена от генератора.

4. В настоящих Нормах приведены энергетические затраты на поддержание турбоагрегатов в режиме вращающегося резерва, отсоединенных турбогенераторов в режиме СК без выработки реактивной мощности (табл. 1) и дополнительные затраты энергии при работе турбогенераторов в режиме СК в зависимости от реактивной нагрузки (табл. 2).

4.1. Затраты электроэнергии из сети на вращение турбоагрегата или отсоединенного турбогенератора включают:

- подвод электроэнергии к генератору;

- потери в трансформаторе;

- расход электроэнергии на возбуждение генератора;

4.2. Затраты на поддержание температурного состояния турбины, переведенной в режим вращающегося резерва, включают тепло паровых потоков, взятых от однотипных турбин:

- на охлаждение цилиндров турбин;

- на передние уплотнения ЦВД и ЦСД;

- на концевые уплотнения турбины;

- на основные эжекторы и эжекторы уплотнений;

- на подогрев основного конденсата в деаэраторе, или соответствующую недовыработку электроэнергии на этих турбинах за счет отбора от них пара.

4.3. Затраты электроэнергии на механизмы собственных нужд включают затраты на:

- циркуляционные насосы;

- конденсатные насосы;

- насосы газоохладителей генератора;

- прочие механизмы собственных нужд.

Таблица 1

Нормы энергетических затрат на работу турбоагрегатов в режиме вращающегося резерва и отсоединенных турбогенераторов в режиме синхронного компенсатора

Таблица 2

Нормы дополнительных затрат для работы турбогенераторов в режиме синхронного компенсатора в зависимости от реактивной нагрузки

5. Затраты топлива или электроэнергии при работе турбогенератора в режиме синхронного компенсатора определяются суммированием энергетических затрат на вращение турбогенератора и дополнительных затрат на выработку реактивной мощности.

6. Для расчета норм приняты следующие условия:

6.1. Вакуум в конденсаторах турбин равен 0,05 кгс/см2. На отклонение вакуума от указанного значения вводятся поправки к суммарным затратам топлива (рис. 1) или электроэнергии (рис. 2).

Рис. 1. Поправки к затратам топлива на изменение давления в конденсаторах турбин типов:

1 - К-50-90; 2 - К-100-90; 3 - К-200-130

Рис. 2. Поправка к затратам электроэнергии на изменение давления в конденсаторах турбин типов: 1 - К-50-90; 2 - К-100-90; 3 - К-200-130

6.2. Электроэнергия для поддержания турбоагрегата в режиме вращающегося резерва или СК поступает от однотипных агрегатов, работающих с активной нагрузкой. Для перевода затрат электроэнергии в эквивалентные расходы топлива приняты следующие удельные расходы топлива:

- для электростанций с турбинами К-50-90 и К-100-90 ЛМЗ - 450 г/(кВт·ч);

- для электростанций с турбинами К-200-130 ЛМЗ - 375 г/(кВт·ч).

При расчете удельных расходов топлива учитывалось, что при прохождении провалов нагрузки оставшиеся в работе турбоагрегаты электростанций разгружаются: на электростанциях с поперечными связями до 60% номинальной нагрузки, на энергоблоках мощностью 200 МВт - до 150 МВт.

6.3. Все паровые потоки, необходимые для поддержания температурного состояния турбины, работающей в режиме вращающегося резерва, берутся от однотипных турбин. Источники указанных потоков и их параметры приведены в табл. 3 и соответствуют наиболее экономичным из реализованных схем. При усовершенствовании схем на электростанциях к Нормам должны быть внесены соответствующие поправки на уменьшение энергетических затрат.

6.4. В связи с тем, что в режиме вращающегося резерва расходы пара на охлаждение проточной части и на уплотнения турбины непосредственно не измеряются, к рассчитанным затратам в нормах введен эксплуатационный допуск в размере 5%.

6.5. При пересчете затрат тепла на поддержание температурного состояния турбины в эквивалентный расход электроэнергии рассчитывалась недовыработка электроэнергии работающим агрегатом по каждому потоку отбираемого от него пара.

6.6. При работе турбоагрегатов в режиме вращающегося резерва и СК расход циркуляционной воды через конденсатор принят равным половине номинального расхода.

7. Для определения суммарных затрат топлива на прохождение провалов нагрузки с использованием режима вращающегося резерва турбоагрегатов необходимо продолжительность (ч) работы турбоагрегатов в этом режиме за рассматриваемый период умножить на часовые затраты условного топлива (т/ч) на его поддержание (п. 1.4, табл. 1).

Полученные затраты топлива на режим вращающегося резерва позволяют произвести корректировку расчетного удельного расхода топлива на отпущенную электроэнергию. Расход электроэнергии на собственные нужды турбоагрегатов, переведенных в режим вращающегося резерва, определяется как сумма затрат электроэнергии на вращение турбоагрегата (п. 1.1, табл. 1) и затрат электроэнергии на механизмы собственных нужд (п. 1.3, табл. 1), умноженные на продолжительность (ч) работы турбоагрегатов в режиме вращающегося резерва. Тепловые собственные нужды турбоагрегатов определяются в соответствии с тепловыми затратами на поддержание температурного состояния турбины (п. 1.2, табл. 1).

8. При прохождении провалов нагрузки продолжительностью не более 8 ч целесообразность использования работы турбоагрегата в режиме вращающегося резерва определяется путем сопоставления энергетических затрат на этот режим с затратами на останов и пуск турбоагрегата.

9. При расчете затрат условного топлива на ввод турбоагрегатов в режим вращающегося резерва и вывод из него для электростанций с поперечными связями принято, что при разгружении турбоагрегатов до нуля котлы разгружаются, но не отключаются. При этих условиях затраты условного топлива на ввод турбоагрегатов в режим вращающегося резерва и вывод из него составляют для турбоагрегатов К-50-90 и К-100-90 ЛМЗ соответственно 1,2 и 1,7 т.

10. Для электростанций с энергоблоками ввод турбоагрегата в режим вращающегося резерва, как и его останов, производятся с отключением котла. При этом затраты условного топлива на вывод турбоагрегата 200 МВт из режима вращающегося резерва существенно выше и составляет для энергоблоков с газомазутными и пылеугольными котлами соответственно 34,8 и 44,1 т.

Таблица 3

Источники и параметры потоков пара, поступающих на турбины, работающие в режиме вращающегося резерва