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
НР 34-70-060-84
Москва 1985
РАЗРАБОТАНО предприятием Донтехэнерго производственного объединения. «Союзтехэнерго»
ИСПОЛНИТЕЛИ В.Д. ВИНОГРАДСКИЙ, В.И. КОГУТНИЦКИЙ
УТВЕРЖДЕНО Главным техническим управлением по эксплуатации энергосистем 20.07.84 г.
Заместитель начальника Д.Я. ШАМАРАКОВ
Срок действия установлен
с 01.01.85 г.
до 01.01.90 г.
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 °C; для исключения перегрева рабочих лопаток в проточную часть подается пар с температурой 150 - 300 °C 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.
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).
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).
Таблица 1
Нормы энергетических затрат на работу турбоагрегатов в режиме вращающегося резерва и отсоединенных турбогенераторов в режиме синхронного компенсатора
Электроэнергия, кВт · ч/ч |
Условное топливо, т/ч |
Электроэнергия, кВт · ч/ч |
Условное топливо, т/ч |
Электроэнергия, кВт · ч/ч |
Условное топливо, т/ч |
|
1. Турбоагрегат, работающий в режиме вращающегося резерва |
К-50-90 ЛМЗ |
К-100-90 ЛМЗ |
К-200-130 ЛМЗ |
|||
1.1. Из сети на вращение турбоагрегата без выработки реактивной мощности |
1170 |
0,53 |
2250 |
1,01 |
2730 |
1,02 |
1.2. На поддержание температурного состояния турбины |
1340 |
0,60 |
1830 |
0,82 |
6040 |
2,26 |
1.3. На механизмы собственных нужд |
390 |
0,18 |
720 |
0,33 |
1110 |
0,42 |
в том числе на циркуляционные насосы |
245 |
0,11 |
515 |
0,23 |
765 |
0,29 |
1.4. Суммарные затраты |
2900 |
1,31 |
4800 |
2,16 |
9880 |
3,70 |
2. Турбогенератор (с отключенной турбиной), работающий в режиме СК |
50 МВт |
100 МВт |
200 МВт |
|||
2.1. Из сети на вращение генератора без выработки реактивной мощности |
800 |
0,36 |
1200 |
0,54 |
- |
- |
2.2. На механизмы собственных нужд |
60 |
0,03 |
80 |
0,04 |
- |
- |
2.3. Суммарные затраты |
860 |
0,39 |
1280 |
0,58 |
- |
- |
Таблица 2
Нормы дополнительных затрат для работы турбогенераторов в режиме синхронного компенсатора в зависимости от реактивной нагрузки
Отношение отдаваемой реактивной мощности (Мвар) к номинальной активной мощности (МВт) |
Затраты на турбогенераторах |
|||||
50 МВт |
100 МВт |
200 МВт |
||||
Электроэнергия, кВт · ч/ч |
Условное топливо, т/ч |
Электроэнергия, кВт · ч/ч |
Условное топливо, т/ч |
Электроэнергия, кВт · ч/ч |
Условное топливо, т/ч |
|
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,4 |
140 |
0,06 |
250 |
0,11 |
350 |
0,13 |
0,6 |
240 |
0,11 |
450 |
0,20 |
700 |
0,26 |
0,8 |
400 |
0,18 |
720 |
0,32 |
1150 |
0,43 |
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. Поправки к затратам электроэнергии на изменение давления в конденсаторах турбин типов:
1 - К-50-90; 2 - К-100-90; 3 - К-200-130
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).
Таблица 3
Источники и параметры потоков пара, поступающих на турбины, работающие в режиме вращающегося резерва
Тип турбины |
|||||||||
К-50-90 ЛМЗ |
К-100-90 ЛМЗ |
К-200-130 ЛМЗ |
|||||||
Источник |
Давление, кгс/см2 |
Температура, °C |
Источник |
Давление, кгс/см2 |
Температура, °C |
Источник |
Давление, кгс/см2 |
Температура, °C |
|
Камера третьего отбора (на охлаждение ЦВД или ЦСД) |
Второй отбор |
10,4 |
310 |
Второй отбор |
9,7 |
254 |
Второй отбор |
18,4 |
300 |
Ресивер ЦНД (на охлаждение ЦНД) |
- |
- |
- |
Деаэратор |
6,0 |
158 |
Деаэратор |
6,0 |
158 |
На передние уплотнения турбины |
Свежий пар |
90,0 |
535 |
Свежий пар |
90,0 |
500 |
Пар после промежуточного перегрева |
16,4 |
540 |
На концевые уплотнения турбины |
Деаэратор |
6,0 |
158 |
Деаэратор |
6,0 |
158 |
Деаэратор |
6,0 |
158 |
На основные эжекторы |
Деаэратор |
6,0 |
158 |
Свежий пар |
90,0 |
500 |
Второй отбор |
18,4 |
300 |
На подогрев конденсата |
Второй отбор |
10,4 |
310 |
Второй отбор |
9,7 |
254 |
Второй отбор |
18,4 |
300 |
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 треугольными котлами соответственно 34,8 и 44,1 т.