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
|
НОРМЫ ЗАТРАТ ТОПЛИВА И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА
РАБОТУ ТУРБОАГРЕГАТОВ К-50-90, К-100-90 И К-200-130 ЛМЗ
В РЕЖИМАХ ВРАЩЮЩЕГОСЯ РЕЗЕРВА И СИНХРОННОГО
КОМПЕНСАТОРА
|
НР 34-70-060-84
|
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
|
Наименование
|
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
|
Места и
назначение подачи пара
|
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.
