Разработано Филиалом ОАО "Инженерный центр ЕЭС" - "Фирма ОРГРЭС".

Исполнители: Н.Л. Астахов, А.Г. Денисенко, М.С. Молоканов, В.С. Цветков.

Утверждено Департаментом электрических станций Российского открытого акционерного общества энергетики и электрификации "ЕЭС России" 10.03.2004.

Начальник А.А. Вагнер.

Настоящая Методика регламентирует порядок расчета значений минимальной электрической мощности теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) при заданной тепловой нагрузке.

Методика предназначена для использования на всех стационарных паротурбинных электростанциях, работающих на органическом топливе, а также в АО-энерго и генерирующих компаниях.

Методика вводится в опытном порядке.

Федеральный закон Российской Федерации от 26 марта 2003 г. N 35-ФЗ "Об электроэнергетике" устанавливает приоритет комбинированной выработки электрической и тепловой энергии по отношению к другим режимам работы ТЭС (пункт 1 статьи 13, пункт 2 статьи 32, статья 45).

Выработанной по комбинированному (теплофикационному) циклу является электроэнергия, полученная за счет пара, частично или полностью отработавшего в турбоагрегате, тепло которого использовано для теплоснабжения потребителей.

В эксплуатационных условиях минимальная мощность ТЭЦ определяется:

- количеством тепла, отпускаемого внешним потребителям;

- установленными заводами-изготовителями минимальными расходами пара в конденсаторы турбоагрегатов;

- техническими минимумами теплопроизводительности энергетических котлов;

- условиями надежности энергоснабжения потребителей;

- техническим состоянием оборудования.

1.2. Под нормативной мощностью турбоагрегата при работе его по тепловому графику нагрузок понимается электрическая мощность турбоагрегата при работе его с заданной тепловой нагрузкой и минимальным (установленным заводом-изготовителем) расходом пара в конденсатор.

1.3. Наличие в нормативных документах (НД) по топливоиспользованию электростанций графиков нормативной мощности турбоагрегатов с конденсацией и регулируемыми отборами пара для режимов работы их с полным использованием тепла отработавшего пара, а также турбоагрегатов с противодавлением регламентировано "Методическими указаниями по составлению и содержанию энергетических характеристик оборудования тепловых электростанций: РД 34.09.155-93" (СО 153-34.09.155-93) (М.: СПО ОРГРЭС, 1993).

1.5. Графики, аналогичные рисунку 1, разрабатываются для турбоагрегатов ПТ1 (при работе их только с производственным или только с отопительным отбором), П и T1, а также Т2 (для одноступенчатого и двухступенчатого подогрева сетевой воды).

Примечание. В пунктах 1.5 и 1.6 приняты следующие обозначения типов турбоагрегатов: П - с одним производственным отбором пара; Т1 и Т2 - с одной или двумя ступенями давления отопительного отбора пара; ПТ1 и ПТ2 - с производственным и одной или двумя ступенями давления отопительного отбора пара.

1.10. К факторам, влияющим на изменение нормативной мощности турбоагрегата, относятся:

- временное, утвержденное в установленном порядке снижение параметров пара перед турбоагрегатом;

- отклонение значений давления пара в регулируемых отборах от их значений, принятых при построении энергетической характеристики турбоагрегата;

- отклонение давления пара в конденсаторе от номинального значения;

- минимальный, установленный заводом-изготовителем расход свежего пара, при котором обеспечивается устойчивая работа системы регенеративного подогрева питательной воды;

- неудовлетворительное состояние проточной части турбоагрегата;

- неудовлетворительное состояние регулирующих органов части низкого давления (ЧНД);

- при минимальном (установленном заводом - изготовителем турбоагрегата) расходе пара в конденсатор - превышение допустимых значений температуры металла выхлопного патрубка ЧНД и вибрации ротора;

- прочие факторы.

2.2. При распределении тепловых нагрузок количество работающих турбоагрегатов и групп оборудования должно приниматься минимальным, оно определяется тепловой нагрузкой потребителей.

При минимальных тепловых нагрузках следует предусматривать нахождение в работе одного турбоагрегата и одного котла ТЭЦ, если другое их количество не следует из особенностей тепловой схемы электростанции, условий энергоснабжения потребителей и установленных заводом-изготовителем ограничений в работе оборудования.

Расчеты рекомендуется производить по форме таблиц 1 - 4, при необходимости дополняя их или внося в них изменения.

Для месяцев, в течение которых осуществляется отключение (включение) отопительной нагрузки, таблицы 1 - 3 приводятся для двух режимов работы ТЭЦ: без отопительной нагрузки и с отопительной нагрузкой.

Примечания:

1. Данные приводятся по каждому турбоагрегату, каждой группе оборудования и по ТЭЦ в целом.

2. Указываются все турбоагрегаты (в том числе типов Р и ПР), участвующие в отпуске тепла, по таблице 1.

--------------------------------

<*> Приводятся действующие из перечисленных в п. 1.10 Методики факторы. Прочие факторы расшифровываются.

В формуле (2) при заданных тепловых нагрузках турбоагрегата определяемые по графикам, аналогичным рисункам 3 и 4:

В формуле (3) условно принято, что упомянутые в пункте 1.10 настоящей Методики факторы влияют на изменение только конденсационной мощности турбоагрегата.

2.6. Диапазон регулирования теплопроизводительности при различном сочетании работающих котлов (таблица 4) определяется на основе эксплуатационных данных.