РД 34.20.571

УДК 621.311.004.1(083.96)

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР

ГЛАВНОЕ ТЕХНИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭНЕРГОСИСТЕМ

СЛУЖБА ПЕРЕДОВОГО ОПЫТА ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭНЕРГОСИСТЕМ ОРГРЭС

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО РАСЧЕТУ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ГОТОВНОСТИ

К РАБОТЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ЭНЕРГОСИСТЕМ

РД 34.20.571

Составлено общестанционным отделом Главтехуправления Минэнерго СССР

Авторы инж. В.И. ГОРИН, канд. эконом. наук Л.И. АЛБЕГОВА, инженеры В.Ф. КАЛИНОВ, М.Ф. ДАШЕВСКИЙ, канд. техн. наук В.И. БЕЛЯЕВ

Настоящие Методические указания являются вторым изданием "Методических указаний и инструкции о порядке подсчета показателей готовности к работе электростанций и энергосистем" (СЦНТИ ОРГРЭС, 1975).

Во втором издании устранены имевшиеся недостатки, уточнены определения и способы расчета некоторых показателей, учтен опыт работы по новой системе планирования.

Авторы выражают благодарность всем организациям и отдельным лицам, приславшим свои замечания, а также тт. Свистунову А.С. и Ильинскому А.В., принявшим участие в редактировании Методических указаний.

Предложения по дальнейшему совершенствованию Методических указаний и замечания, возникшие при подсчете коэффициентов готовности к работе энергооборудования, следует направлять по адресу: 103074, Москва, К-74, Китайский проезд, д. 7, Главтехуправление Минэнерго СССР.


УТВЕРЖДАЮ:

Начальник Главтехуправления

Л.А. ТРУБИЦЫН

22 октября 1976 г.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Показатель готовности к работе электростанций и энергосистем служит для оценки полноты и длительности использования оборудования в целях электро- и теплоснабжения, уровня эксплуатации энергооборудования и эффективности проведенного на нем ремонта, а также характеризует степень совершенства и качество монтажа вновь вводимой техники.

1.2. Готовность к работе отдельных агрегатов электростанций определяется временем нахождения агрегатов в работе и резерве и оценивается с помощью коэффициента готовности.

1.3. Плановый (фактический) коэффициент готовности агрегата к работе определяется по формуле

,                                                   (1)


где  Ткал -

календарный отрезок времени, на который планируется готовность оборудования к работе, ч;

-

планируемая (фактическая) продолжительность всех ремонтов в течение рассматриваемого периода, ч.

1.4. Коэффициент готовности к работе электростанции (энергосистемы, объединенной и Единой энергосистем) определяется как средневзвешенное (по установленной электрической или эквивалентной электрической мощности) значение коэффициентов готовности входящих в ее состав отдельных агрегатов, энергоблоков, очередей (электростанций и котельных, энергосистем).

Для очереди электростанции с поперечными связями коэффициент готовности к работе вычисляется как средневзвешенное (по тепловой мощности для котлоагрегатов и номинальному расходу тепла для турбоагрегатов) значение коэффициентов готовности к работе всех входящих в состав очереди котло- и турбоагрегатов.

1.5. При определении коэффициентов готовности к работе установленная мощность (электрическая или тепловая) принимается с учетом планируемых на год вводов.

1.6. Плановый коэффициент готовности к работе для вновь вводимого оборудования устанавливается в соответствии с нормами Госплана СССР.

1.7. Устанавливается следующий порядок планирования коэффициента готовности к работе.

Плановый коэффициент готовности к работе рассчитывается на год с разбивкой по кварталам и месяцам на основании утвержденного графика планово-предупредительных ремонтов и нормативной продолжительности неплановых простоев.

Плановые коэффициенты готовности к работе утверждаются:

— по электростанции и котельной — энергосистемой (годовые — с разбивкой по кварталам за 10 дн до начала отчетного года, месячные — за 5 дн до начала отчетного квартала);

— по энергосистеме — главком (годовые — с разбивкой по кварталам за 20 дн до начала отчетного года, месячные — за 10 дн до начала отчетного квартала);

— по главным эксплуатационным и главным производственным управлениям энергетики и электрификации Минэнерго СССР, министерствам энергетики и электрификации Украинской ССР, Казахской ССР, Узбекской ССР и Молдглавэнерго — руководством Минэнерго СССР.

Расчеты коэффициентов готовности к работе, согласно настоящим Методическим указаниям, производятся соответственно электростанциями, котельными, энергосистемами, главными эксплуатационными и главными производственными управлениями Минэнерго СССР и министерствами энергетики и электрификации Украинской ССР, Казахской ССР, Узбекской ССР и Молдглавэнерго.

Рекомендуется централизованное выполнение расчетов по всей энергосистеме (энергообъединению).

Корректировка годового планового коэффициента готовности к работе не производится.

Корректировка квартального и месячного плановых коэффициентов готовности к работе энергосистем производится вышестоящей организацией до 25-го числа последнего месяца отчетного периода.

Корректировка квартальных плановых коэффициентов готовности к работе электростанций производится вышестоящей организацией до 30-го числа последнего месяц отчетного квартала.

Для расчета показателей готовности к работе объединенных энергосистем районные энергетические управления передают соответствующим объединенным диспетчерским управлениям годовые, квартальные и месячные планы готовности (первоначально утвержденные и скорректированные) через 10 дн после утверждения и отчеты об их выполнении до 10-го числа месяца, следующего за отчетным.

1.8. Задание по готовности считается выполненным, если достигнут плановый коэффициент готовности к работе. Выполнение плана готовности учитывается помесячно без учета нарастающего итога в пределах квартала.

2. РАСЧЕТ ВРЕМЕНИ НАХОЖДЕНИЯ АГРЕГАТА В РЕМОНТЕ

2.1. Продолжительность всех ремонтов определяется по формуле

,                                                 (2)


где - 

продолжительность планово-предупредительных (капитальных, средних и текущих) ремонтов (ч), устанавливаемая на основании утвержденного графика планово-предупредительных ремонтов, составленного в соответствии с "Инструкцией по организации ремонта энергетического оборудования электростанций и подстанций" (УУЗ,1975);

-

фактическая продолжительность капитальных, средних и текущих ремонтов, ч.

Для дубль-блоков продолжительность ремонтов рассчитывается по формуле

,                                                           (3)


здесь и -

плановое или фактическое время работы турбины с одновременным ремонтом соответственно первого или второго корпусов котла, ч;

-

продолжительность неплановых простоев (ч), принимаемая в процентах от предполагаемого времени использования оборудования , на которое планируется коэффициент готовности агрегата к работе; в течение года эта продолжительность распределяется по усмотрению электростанции и РЭУ и составляет для оборудования ГЭС 2,0%, электростанций на давление пара 90 кгс/см2 и ниже — 2%, 130 кгс/см2 и водогрейных котлов — 2,5%, для оборудования газомазутных энергоблоков мощностью 150 МВт — 3%, 200 МВт — 3,5%, 300 МВт и выше — 4%. Дли энергоблоков, работающих на твердом топливе, увеличивается дополнительно на 1%;

-

фактическая продолжительность неплановых простоев, ч;

-

приведенная продолжительность разрыва мощности (ч), определяемая согласно разд. 3 настоящих Методических указаний.

2.2. Оборудование, выведенное в длительную консервацию, а также оборудование отопительных котельных, пиковых водогрейных котлов в неотопительный период считается находящимся в резерве, а проводимые на нем ремонты учитываются при расчете коэффициента готовности к работе.

3. УЧЕТ РАЗРЫВОВ МОЩНОСТИ

3.1. Неиспользуемая производственная мощность электростанций определяется значением имеющих место разрывов и ограничений.

Разрыв мощности - часть неиспользуемой мощности, характеризующая техническое состояние действующего оборудования:

,                                                     (4)


где -

эксплуатационные разрывы мощности, являющиеся следствием неисправностей, и отказов в работе оборудования, некачественного ремонта, недостатков эксплуатации (зашлаковка поверхностей нагрева, повышенные присосы воздуха в котлоагрегат и т.п.) и зависящие от эксплуатационного и ремонтного персонала;

-

разрывы мощности, обусловленные:

- конструктивными и технологическими дефектами основного и вспомогательного оборудования;

- взаимным несоответствием отдельных агрегатов по производительности и мощности (недостаточной производительностью топливоподачи, котельных установок, подогревателей сетевой воды, пиковых водогрейных котлов, механизмов собственных нужд; недостаточной по сравнению с проектной пропускной способностью ВЛ или тепловых сетей, мощностью повысительных подстанций и т.д.);

- ухудшением условий эксплуатации (работой на непроектном топливе, снижением по сравнению с номинальными параметрами начального давления и температуры пара по условиям работы металла или несоответствием расчетных параметров пара у котлов и турбин);

- задержкой с вводом обще станционных устройств и вспомогательного оборудования электростанций: дымовых труб, градирен, магистралей ГЗУ, сооружений топливоподачи, ОРУ, электрических и тепловых сетей и т.д.

При расчете плановых коэффициентов готовности к работе учитываются значения , при расчете фактических коэффициентов готовности к работе и .

3.2. Плановое значение разрывов мощности утверждается соответствующей вышестоящей организацией (см. п. 1.7), которая одновременно с утверждением плановых коэффициентов готовности к работе электростанции устанавливает также сроки устранения разрывов мощности , по истечении которых разрывы мощности учитываются только при расчете фактических коэффициентов готовности к работе. Сроки устранения разрывов мощности корректировке не подлежат.

3.3. При расчете коэффициентов готовности к работе отдельных агрегатов разрывы мощности учитываются с помощью приведенной продолжительности разрыва мощности:

,                                                       (5)

где                                                           ;                                                 (6)


Nу экв -

установленная электрическая или эквивалентная электрическая мощность (разрыв мощности) агрегата, МВт;

Tразр -

время, в течение которого имела место работа агрегата с разрывом мощности, ч;

ΔNразр, ΔQразр -

разрыв электрической или тепловой мощности, МВт, Гкал/ч;

W -

переводной коэффициент, равный 0,25 МВт/(Гкал/ч).

Для теплофикационных агрегатов значение должно учитывать одновременно значения разрывов электрической и тепловой мощности. Если агрегат (электростанция) имеет несколько разрывов мощности одновременно, расчет производится по большему значению разрыва.

При выходе одного из корпусов котла дубль-блока значение принимается равным половине значения установленной эквивалентной электрической мощности энергоблока.

3.4. Время нахождения оборудования в ремонте (время разрыва мощности) определяется от момента вывода оборудования в ремонт до момента включения его в работу либо ввода в резерв (до момента ликвидации имевшегося разрыва мощности) с докладом диспетчеру ОДУ, если его немедленное включение не требуется по режиму работу энергосистемы.

3.5. Если разрыв мощности относится не к отдельному агрегату, а к электростанции (очереди ТЭС с поперечными связями, котельной) в целом, фактический коэффициент готовности к работе электростанции (очереди ТЭС с поперечными связями, котельной) уменьшается на ,

где                                                         .                                                     (7)

Для очереди ТЭС с поперечными связями, котельной (PОУ)

,                                                        (8)


где -

суммарный по очереди разрыв номинальной тепловой мощности турбин и котлов;

-

суммарная установленная тепловая мощность котлоагрегатов н суммарный номинальный расход тепла турбоагрегатов очереди, определяется согласно формуле (14)

3.6. Ограничения мощности ΔNогр связаны с режимными условиями работы оборудования и не зависят от эксплуатационного персонала.

Основными причинами ограничений мощности являются:

- недостаточность или неполноценность энергоресурса (повышение температуры охлаждающей воды, снижение напора воды во время паводков за счет повышения уровня нижнего бьефа, маловодность, ухудшение ледовой обстановки, обеспечение попусков воды для нереста рыбы и т.п.);

- работа по условиям покрытия графика электрической или тепловой нагрузок (работа по тепловому графику с максимальным использованием отборов пара; ограничение тепловых потребителей, связанное с необходимостью покрытия электрического графика и т.д.);

- проведение испытаний, профилактических осмотров, подключение смежного оборудования.

При расчете коэффициента готовности к работе ограничения мощности не учитываются.

4. РАСЧЕТ КОЭФФИЦИЕНТОВ ГОТОВНОСТИ К РАБОТЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

4.1. Плановый (фактический) коэффициент готовности к работе блочных ТЭС и ГЭС определяется по формуле

,                                                (9)


где -

плановый (фактический) коэффициент готовности по времени работы i-го турбоагрегата (гидроагрегата);

αi -

доля установленной мощности i-го агрегата в установленной мощности электростанции (Nу или Nу экв);


для блочных КЭС и ГЭС

;                                                                    (10)


для блочных ТЭЦ

;                                                                  (11)

где

- установленная электрическая (эквивалентная электрическая) мощность i-го турбоагрегата (гидроагрегата), МВт.

,                                                             (12)


где -

установленная электрическая мощность i-го теплофикационного турбоагрегата, МВт;

-

установленная тепловая мощность i-го турбоагрегата (Гкал/ч), определяемая в соответствии с "Инструкцией к составлению отчета по форме 6-тп о работе тепловой электростанции" (ВГО "Союзучетиздат", 1975);

W -

переводной коэффициент, равный 0,25 МВт/(Гкал/ч).

Расчет коэффициентов готовности к работе блочных ТЭС и ГЭС производится по табл.1.

Таблица 1

РАСЧЕТ КОЭФФИЦИЕНТА ГОТОВНОСТИ К РАБОТЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

(блочных ТЭС, ГЭС, ГАЭС, АЭС, ГТУ)


Номер

агрегата

Продолжительность

в течение рассматриваемого периода, ч

Разрыв мощности на отдельном агрегате ΔNразр, МВт; ΔQразр, Гкал/ч

Время

работы

с разрывом

мощности

Tразр, ч

Разрыв

эквивалентной

электрической

мощности

, МВт

Продолжительность

в течение

рассматриваемого

периода, ч

Установлен-ная электри-ческая мощность

i-го агрегата , МВт

Установлен-ная тепловая мощность

i-го агрегата , Гкал/ч

Установленная

эквивалентная

электрическая

мощность i-го

агрегата

, МВт

Коэффициент готовности к работе по времени турбоагрегата, гидроагрегата Кг i,%

Доля установленной эквивалентной электрической мощности агрегата в установленной эквивалентной электрической мощности электростанции αi

капитальных, средних, текущих ремонтов Tппр

неплановых простоев Tнп

приведенная продолжительность разрыва мощности Tприв

всех ремонтов Трем

1













2













3













4













…













Всего по

электростанции

-

-





-





1

4.2. Плановый (фактический) коэффициент готовности к работе очередей КЭС и ТЭЦ с поперечными связями и котельных определяется по формуле

,                                                     (13)


где -

плановый коэффициент готовности i-го турбоагрегата, котлоагрегата, пикового водогрейного котла, котла, отпускающего свежий пар;

βi -

доля номинального расхода тепла на данный турбоагрегат (установленной тепловой мощности котлоагрегата, пикового водогрейного котла, котла, отпускающего свежий пар) в суммарном номинальном расходе тепла на все турбоагрегаты данной очереди ТЭС и суммарной установленной тепловой мощности всех котлоагрегатов рассматриваемой группы оборудования.

;                                                                    (14)

,                                 (15)


где          -

расход тепла на i-ю турбину очереди при номинальных значениях параметров пара, электрической нагрузки и отборов пара от турбины, Гкал/ч (не путать с установленной тепловой мощностью турбины);

; Qпвкi; Qспi -

установленная тепловая мощность i-го котлоагрегата, пикового водогрейного котла, котла до отпуску свежего пара очереди электростанции, Гкал/ч.

Значения ; ; Qпвк; Qсп определяются по типовым, нормативным или заводским характеристикам.

Установленная эквивалентная электрическая мощность очереди ТЭС с поперечными связями

,                                                       (16)


где -

установленная электрическая мощность i-го турбоагрегата очереди электростанции, MBт;

-

установленная тепловая мощность очереди, Гкал/ч, определяемая согласно "Инструкции к составлению отчета по форме 6-тп о работе тепловой электростанции" (ВГО "Союзучетиздат", 1975).

Расчет коэффициентов готовности к работе очереди электростанции выполняется по форме табл. 2.

4.3. Коэффициент готовности к работе электростанции, имеющей в своем составе конденсационные и теплофикационные энергоблоки, очереди с поперечными связями и котельные, определяется по формуле, в которую вносятся соответственно плановые или фактические показатели:

,              (17)


где , , , -

коэффициенты готовности к работе соответственно конденсационных и теплофикационных энергоблоков, очередей с поперечными связями и котельных;

, , , , -

установленная эквивалентная электрическая мощность соответственно конденсационных и теплофикационных энергоблоков, очередей с поперечными связями, котельных и электростанций в целом.

Расчет коэффициентов готовности электростанции выполняется по форме табл. 2 и 3.

Таблица 2

РАСЧЕТ КОЭФФИЦИЕНТА ГОТОВНОСТИ К РАБОТЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ С ПОПЕРЕЧНЫМИ СВЯЗЯМИ (КЭС, ТЭЦ И КОТЕЛЬНОЙ)


Номер агрегата (очереди)

Продолжительность

в течение

рассматриваемого

периода, ч

Разрыв мощности на отдельном агрегате ΔNразр, МВт; ΔQразр, Гкал/ч

Время работы с разрывом мощности Tразр, ч

Разрыв

эквивалентной

электрической

мощности

, МВт

Продолжительность

в течение

рассматриваемого

периода, ч

Установленная

электрическая

мощность

i-го агрегата

, МВт

Установленная

тепловая

мощность

i-го агрегата

, Гкал/ч

Установленная

эквивалентная

электрическая

мощность i-го

агрегата

, МВт

Расход тепла на турбину при номинальных значениях параметров пара, электрической нагрузки и отборов пара ,

Гкал/ч

Коэффициент готовности к работе

i-го агрегата Кг i, %

Доля номинального расхода тепла на турбоагрегат, установленной тепловой мощности котлоагрегата в суммарном номинальном расходе тепла на все турбоагрегаты и суммарной установленной тепловой мощности котлоагрегатов βi

капитальных, средних, текущих ремонтов Tппр

неплановых простоев Tнп

приведенная продолжительность разрыва мощности Tприв

всех ремонтов Трем

Котлоагрегаты














1














2











-



…














Турбоагрегаты














1














2














…














Всего по очереди

-

-





-






1

Таблица 3

Расчет коэффициента готовности к работе электростанции, имеющей блочную часть, очереди с поперечными связями и котельные


Номер очереди,

блочного агрегата

электростанции

Установленная

электрическая

мощность

i-й очереди ТЭС,

энергоблока ТЭС

Nу, МВт

Установленная тепловая мощность i-й очереди ТЭЦ, котельной, блочной установки , Гкал/ч

Установленная эквивалентная электрическая мощность i-й очереди ТЭС, блочной уставки Nу экв, МВт

Разрыв мощности на i-й очереди ТЭС, котельной, блоке ΔNразр, МВт,

ΔQразр, Гкал/ч

Время работы

с разрывом

мощности

Tразр, ч

Разрыв

эквивалентной

электрической

мощности,

, МВт

Приведенная

продолжительность

разрыва мощности

Tприв, ч

Коэффициент готовности к работе i-й очереди, блочного агрегата ТЭС

Кг i, %

Доля установленной эквивалентной электрической мощности i-й очереди ТЭС, блочного агрегата ТЭС в установленной эквивалентной электрической мощности электростанции αi

Котельные










1

-









2










…










Очереди ТЭС










1










2










…










Энергоблоки










1










2










…










Всего по

электростанции









1

5. РАСЧЕТ КОЭФФИЦИЕНТА ГОТОВНОСТИ К РАБОТЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ (ЭНЕРГООБЪЕДИНЕНИЯ)

Коэффициент готовности к работе энергосистемы определяется по формуле, в которую вносятся соответственно плановые, или фактические показатели:

,                                              (18)

где Nу экв.сист - установленная эквивалентная электрическая мощность энергосистемы, МВт.

,                           (19)


где Кгi ТЭС(ГЭС) -

коэффициент готовности к работе i-й ТЭС (ГЭС) энергосистемы;

Nу КЭС(ГЭС) -

установленная мощность i-й КЭС (ГЭС), МВт;

Nу экв.ТЭЦ(кот) -

установленная эквивалентная электрическая мощность i-й ТЭЦ (котельной), МВт.

Если разрыв мощности относится не к отдельной электростанции, а к энергосистеме в целом, коэффициент готовности к работе энергосистемы должен быть уменьшен аналогично формуле (7).

Коэффициент готовности к работе объединенной энергосистемы рассчитывается по формуле

.                                                        (20)

Расчет коэффициентов готовности энергосистемы ведется по форме табл.4.

Таблица 4

Расчет коэффициента готовности к работе энергосистемы


Номер

электростанции

Установленная электрическая мощность i-й ТЭС, ГЭС,ГТУ, АЭС энергосистемы , МВт

Установленная тепловая мощность i-й ТЭС, котельной , Гкал/ч

Установленная эквивалентная электрическая мощность i-й ТЭС, ГЭС, ГТУ, АЭС энергосистемы Nу экв, МВт

Коэффициент готовности к работе i-й ТЭС, ГЭС, ГТУ, АЭС энергосистемы Кгi

Доля установленной эквивалентной мощности i-й электростанции в установленной эквивалентной электрической мощности энергосистемы αi

ГРЭС:






1






2






…






Итого...






ТЭЦ и котельные;






1






2






…






Итого...






ГЭС и гаэс:






1






2


-




…






Итого...


-




ГТУ и др.:






1






2






…






Итого...






Всего по

энергосистеме





1

6. ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА ПОКАЗАТЕЛЕЙ ГОТОВНОСТИ К РАБОТЕ

Пример № 1. Расчет годового планового коэффициента готовности к работе электростанции

Электростанция состоит из трех очередей и водогрейной котельной (см. схему). На водогрейной котельной установлены четыре пиковых водогрейных котла ПТВМ-100, работающих на природном газе или мазуте.

В I очередь электростанции входят котлоагрегаты № 1-5 (БКЗ-75), работающие на твердом топливе, и турбоагрегаты № 1 и 2 (соответственно Т-25-29 и К-25-29). Из коллектора I очереди электростанции пар может подаваться потребителям через РОУ, минуя турбины. Установленная тепловая мощность РОУ составляет 20 Гкал/ч.

II очередь электростанции с оборудованием на давление пара 130 кгс/см2 включает котлоагрегаты № 6-8 (БКЗ-320), сжигающие твердое топливо, и турбоагрегаты № 3, 4 и 5 (соответственно Р-50-130/31М, ПТ-60-130/13 и Т-100-130).

III очередь электростанции — блочная, с двумя энергоблоками: теплофикационным с турбиной Т-250-240 и газоплотным котлом ТГМП-324 и конденсационным - с турбиной К-300-240 ЛМЗ и двухкорпусным котлом ТГМП-114, работающими на мазуте.

Годовой план ремонта оборудования, разработанный электростанцией и утвержденный вышестоящей организацией; включает в себя следующий комплекс работ, выполняемых в плановые сроки и направленных на обеспечение надежной эксплуатации и доведение технико-экономических показателей работы основных агрегатов до уровня утвержденных расчетных норм.

По водогрейной котельной

Капитальный ремонт котлов № 1 и 2 и средний ремонт котлов № 3 и 4,

По I очереди электростанции

Капитальный ремонт котла № 4, средний ремонт котла № 3, текущий ремонт котлов № 1, 2 и 5, а также капитальный ремонт турбоагрегата № 2 и текущий — турбоагрегата № 1.

По II очереди электростанции

Капитальный ремонт котла № 9, средний - котлов № 7 и 8, текущий — котла № 6; капитальный ремонт турбоагрегата № 5 и текущие — турбоагрегатов № 3 и 4,

По блочной части

Текущий ремонт энергоблока № 1 и капитальный — энергоблока № 2,

Нормы простоя в ремонтах определяются согласно "Инструкции по организации ремонта энергетического оборудования электростанций и подстанций" (УУЗ, 1975).

Расчет планового годового коэффициента готовности к работе может быть произведен в следующем порядке.

1) Расчет коэффициента готовности к работе водогрейной котельной.

Для котлов ПТВМ-100 принимаем время простоя (согласно графику ремонтов, утвержденному вышестоящей организацией) в капитальном ремонте 35 сут, в среднем ремонте 20 сут.

ч; ;

определяется согласно разд. 2 Методических указаний.

ч; ч;

ч; ;

ч; ч;

ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ, СОСТОЯЩЕЙ ИЗ ТРЕХ ОЧЕРЕДЕЙ И ВОДОГРЕЙНОЙ КОТЕЛЬНОЙ


Очереди электростанции

Установленное оборудование

Длительность ремонтов, сут

Расход тепла на турбину при номинальных значениях параметров пара, нагрузок и отборов пара , Гкал/ч

Установленная тепловая, мощность, Гкал/ч

капитальных

средних

текущих

турбин

котлов

Водогрейная котельная

ПТВМ-100

№ 1

35

-

-

-

-

4×100

№ 2

35

-

-

№ 3

-

20

-

№ 4

-

20

-

I очередь

Турбины

Т-25-29

№ 1

-

-

8

115,5

54

-

К-25-29

№ 2

32

-

-

75



Котлы

БКЗ-75

№ 1

-

-

11

-


5×48,3

№ 2

-

-

11

№ 3

-

14

-

№ 4

25

-

-

№ 5

-

-

11

II очередь

Турбины

P-50-130/31M

№ 3

-

-

12

220

220

-

ПТ-60-130/13

№ 4

-

-

14

189,5

139

Т-100-130

№ 5

45

-

-

280

160

Котлы

БКЗ-320

№ 6

-

-

21

-

-

4×193,5

№ 7

-

28

-

№ 8

-

28

-

№ 9

48

-

-

III очередь

Блок № 1

Т-250-240 № 6,

котел ТГМП-324


-

-

27

540

270

618

Блок № 2

К-300-240 ЛМЗ № 7,

двухкорпусный котел

ТГМП-114


78

-

-

590

-

625(2×1325)

%;

.

МВт.

Гкал/ч — установленная тепловая мощность ПТВМ, определяемая по заводской характеристике.

Суммарная эквивалентная электрическая мощность водогрейной котельной:

МВт.

Коэффициент готовности к работе водогрейной котельной

%.

2) Расчет коэффициента готовности к работе I очереди электростанции.

Котлоагрегаты № 1, 2 и 5: ч;

котлоагрегат № 3: ч;

котлоагрегат № 4: ч.

Согласно "Инструкции по организации ремонта энергетического оборудования электростанций и подстанций" (УУЗ, 1975), простой для котлоагрегатов БКЗ-75-39 составляет в текущем, среднем и капитальном ремонтах соответственно 11, 14 и 25 сут.

ч; ч;

ч; ч;

ч; ч;

;

;

.

По заводской характеристике котла БКЗ-75-39 находим установленную тепловую мощность котлоагрегатов: QК1 = 48,3 Гкал/ч = QК2 = QК3 = QК4 = QК5.

Гкал/ч — суммарная установленная тепловая мощность котлоагрегатов I очереди ТЭС.

Турбоагрегат № 1 T-25-29:

ч;

ч; %.

Установленная тепловая мощность турбоагрегата определяется в соответствии с "Инструкцией к составлению отчета по форме 6-тп о работе тепловой электростанции" (ВГО "Союзучетиздат*, 1975) или по приложению 3 к "Инструкции по составлению отчета о тепловой экономичности работы электростанции'' (СЦНТИ ОРГРЭС, 1971)

Гкал/ч; установленная эквивалентная электрическая мощность турбоагрегата Т-25-29

МВт.

Расход тепла на турбоагрегат № 1 при номинальных значениях параметров пара, электрической нагрузки и отборов пара от турбины определен, по нормативной характеристике турбоагрегата № 1 и составил Гкал/ч.

Турбоагрегат № 2 К-25-29:

ч; ч;

ч; %.

Установленная эквивалентная электрическая мощность турбоагрегата К-25-29

.

Расход тепла на турбоагрегат № 2 определен по нормативной характеристике турбины и составил Гкал/ч.

Суммарный номинальный расход тепла на турбоагрегаты I очереди составит

Гкал/ч.

Для каждого агрегата очереди по формуле (14) определяем βi - долю номинального расхода тепла на турбоагрегат (долю установленной тепловой мощности котлоагрегата) в суммарном номинальном расходе тепла на турбоагрегаты и суммарной установленной тепловой мощности котлоагрегатов.

; Гкал/ч;

; ;

.

Коэффициент готовности к работе I очереди электростанции составит

= 95,849·0,26736+92,094·0,17361+3·95,047·0,11181+94,241·0,11181+91,288·0,11181=94,240 %.

Установленная эквивалентная мощность I очереди, отпускающей пар помимо турбин в количестве 20 Гкал/ч, согласно условию, составит по формуле (16)

МВт.

3) Расчет коэффициента готовности к работе II очереди электростанции.

Время простоя в ремонтах, согласно "Инструкции по организации ремонта энергетического оборудования электростанций и подстанций" (УЗУ, 1873), составит:

Котлоагрегат № 6:

ч; ч; ч.

Котлоагрегаты № 7 и 8:

ч; ч; ч.

Котлоагрегат № 9:

ч; ч; ч;

; ;

.

Установленная тепловая мощность котлоагрегатов БКЗ-320 II очереди составит

Гкал/ч.

Время простоя в планово-предупредительных ремонтах турбоагрегатов составит:

Турбоагрегат № 3 Р-50-130/31М   ч;

Турбоагрегат № 4 ПТ-60-130/13   ч;

Турбоагрегат № 5 Т-100-130         ч.

Продолжительность неплановых простоев принимается согласно разд. 2 настоящих Методических указаний.

ч; ч;

ч;

ч; ч; ч.

Коэффициенты готовности к работе турбоагрегатов II очереди составят:

%;

; .

Установленная эквивалентная электрическая мощность турбоагрегатов

МВт;

МВт;

МВт.

Значение может быть определено по приложению 3 к форме 3-тех или получено согласно "Инструкции к составлению отчета по форме 6-тп о работе тепловой электростанции" (ВГО "Союзучетиздат", 1975).

Расход тепла не турбоагрегаты при номинальных значениях параметров пара, электрической нагрузки и отборов пара от турбины определен по нормативным характеристикам. турбоагрегатов и составил:

Гкал/ч; Гкал/ч; Гкал/ч.

Суммарный номинальный расход тепла на турбоагрегаты II очереди составит:

Гкал/ч.

Учитывая, что, согласно формуле (14),

; Гкал/ч, находим βi каждого агрегата II очереди:

; ; ;

.

Коэффициент готовности к работе II очереди электростанции составит

= 94,295·0,14448+93,760·0,13037+80,479·0,19264+(91,890+90,023+90,023+84,678) 0,13313 =

= 89,790%.

Установленная эквивалентная электрическая мощность II очереди составит, согласно формуле (16),

105 + 94,75 + 140 = 339,75 МВт.

Поскольку тепловая мощность резервных РОУ, установленных на II очереди электростанции, согласно "Инструкции к составлению отчета по форме 6-тп о работе тепловой электростанции" (ВГО "Союзучетиздат", 1975), не входит в значение установленной тепловой мощности электростанции, в данном случае не определяется, а .

4) Расчет коэффициента готовности к работе блочной части электростанции.

Энергоблок № 1

ч; ч;

ч;

%.

Энергоблок № 2

ч; ч;

ч; %.

Установленная эквивалентная электрическая мощность энергоблоков составит:

МВт; МВт.

5) Расчет коэффициента готовности к работе электростанции.

Установленная эквивалентная электрическая мощность электростанции

= 100 + 68,5 + 339,75 + 317,5 + 300 = 1125,25 МВт;

; ; ;

; .

Коэффициент готовности к работе электростанции составит

= 90,155·0,088869 + 94,240·0,060431 + 89,780·0,30193 + 88,898·0,28216 + 75,485·0,26661 =

= 86,025 %.

Пример №2. Расчет коэффициента готовности к работе очереди электростанции с поперечными связями при недостатке котельной мощности

Определить изменение коэффициента готовности к работе I очереди электростанции (см. пример № 1) и электростанции в целом, если разрыв тепловой мощности по котлоагрегатам очереди составлял 50 Гкал/ч в течение 10 сут, а разрыв электрической мощности по турбоагрегатам I очереди — 10 МВт.

Суммарный по I очереди разрыв номинальной тепловой мощности турбин и котлов составит

Гкал/ч,

где найдено по нормативной характеристике турбоустановки I очереди и соответствует разрыву электрической мощности 10 МВт.

Приведенная продолжительность разрыва мощности I очереди составит, согласно формуле (8),

ч.

Уменьшение коэффициента готовности к работе I очереди из-за разрыва электрической и тепловой мощности в течение 10 сут составит

%.

Коэффициент готовности к работе I очереди электростанции составит

%.

Коэффициент готовности к работе электростанции в целом уменьшится на

% и составит 86,025 - 0,03 = 85,995%.

Пример № 3. Расчет фактического коэффициента готовности к работе электростанции.

Определить коэффициент готовности к работе электростанции за месяц, если на ней установлены три энергоблока:

- энергоблок № 1 с двухкорпусным котлом ТГМП-114 и турбиной Т-250-240;

- энергоблоки № 2 и 3 с котлами ТГМП-324 и конденсационными турбинами К-300-240 ЛМЗ.

Из-за неготовности дымовой трубы разрыв мощности по электростанции составлял 100 МВт в течение 5 сут.

Второй корпус котла энергоблока № 1 находился в ремонте 6 сут, при этом турбина работала с первым корпусом котла.

Фактическая продолжительность неплановых простоев составила

ч; ; ч.

Кроме того, на энергоблоках в течение рассматриваемого месяца имели место:

- аварийный останов второго корпуса котла энергоблока № 1 на 4 сут;

- разрыв электрической мощности энергоблока № 1 из-за неисправности ПТН 30 МВт в течение 2 сут;

- разрыв электрической мощности энергоблока № 1 20 МВт с одновременным разрывом тепловой мощности в размере 60 Гкал/ч в течение 1 сут;

- разрыв мощности 50 МВт на энергоблоке № 3 в течение 3 сут из-за неисправности циркуляционного насоса.

1) Определение продолжительности всех ремонтов:

.

Энергоблок № 1

ч, согласно формуле (3);

ч (из условий примера № 3);

ч

где -

разрыв мощности из-за аварийного останова второго корпуса котла, согласно разд. 3 Методических указаний, ;

-

разрыв мощности из-за неисправности ПТН;

МВт определяется согласно разд. 3 Методических указаний;

согласно формуле (12), MBт;

ч.

Энергоблок № 2

; ; ; .

Энергоблок № 3

; ч; ч;

ч.

2) Определение коэффициентов готовности к работе энергоблоков и электростанции в целом.

%;

%; %.

Коэффициент готовности к работе электростанции без учета общестанционного разрыва мощности (из-за неготовности дымовой трубы) составит

.

В соответствии с формулой (7) и учитывая, что на электростанция имел место

разрыв мощности МВт в течение 5 сут из-за неготовности дымовой трубы, должен быть снижен на

%.

Фактический коэффициент готовности к работе электростанции составит

%.

ОГЛАВЛЕНИЕ

1. Общие положения

2. Расчет времени нахождения агрегата в ремонте

3. Учет разрывов мощности

4. Расчет коэффициентов готовности к работе электростанции

5. Расчет коэффициента готовности к работе энергосистемы (энергообъединения)

6. Примеры расчета показателей готовности к работе

РД 34.20.571.doc