doc_act

РД 34.09.116-96 Методика расчета потерь топлива и электроэнергии при пусках после остановов с расхолаживанием турбины

Реклама

  Скачать документ



РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

НОРМАТИВНЫЕ ДОКУМЕНТЫ
ДЛЯ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
И КОТЕЛЬНЫХ

МЕТОДИКА
РАСЧЕТА ПОТЕРЬ ТОПЛИВА,
ПАРА И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
ПРИ ПУСКАХ ПОСЛЕ ОСТАНОВОВ
С РАСХОЛАЖИВАНИЕМ ТУРБИНЫ
И ПОСЛЕ РЕМОНТОВ
ЭНЕРГОБЛОКОВ СКД КЭС

РД 34.09.116-96



Реклама

РАЗРАБОТАН

Всероссийским дважды ордена Трудового Красного Знамени теплотехническим научно-исследовательским институтом (ВТИ)

ИСПОЛНИТЕЛЬ

Н.В. Иванов

УТВЕРЖДЕН

Департаментом науки и техники РАО «ЕЭС России» 27 сентября 1996 г.

Начальник А.П. Берсенев

СОГЛАСОВАН

Отделом топливоиспользования Департамента эксплуатации энергосистем и электростанции РАО «ЕЭС России» 12 сентября 1996 г.

Начальник В.Ф. Калинов

Ключевые слова:энергетика, тепловые электростанции, нормы, расчет, пуск энергоблоков, расхолаживание турбины, плановый ремонт, потери



Реклама

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИКА РАСЧЕТА ПОТЕРЬ ТОПЛИВА, ПАРА И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПРИ ПУСКАХ ПОСЛЕ ОСТАНОВОВ С РАСХОЛАЖИВАНИЕМ ТУРБИНЫ И ПОСЛЕ РЕМОНТОВ ЭНЕРГОБЛОКОВ СКД КЭС

РД 34.09.116-96

Введен впервые

Срок действия установлен

с 1997-07-01



Реклама

до 2007-07-01

Настоящий руководящий документ распространяется на энергоблоки мощностью 300, 500, 800 и 1200 МВт конденсационных тепловых электростанций и устанавливает правила расчета нормативных или фактических потерь топлива, пара и электроэнергии при пусках после остановов с расхолаживанием турбины под нагрузкой и после ремонтов по планируемым или фактическим графикам пусков и расхолаживаний с учетом технологических особенностей пусков.

Настоящий руководящий документ обязателен для применения при расчете норм потерь, анализе экономичности пусков для определения оптимальности их технологии, а также при оценке эффективности мероприятий, сокращающих длительность пусков.

Положения настоящего отраслевого нормативного документа обязательны для применения расположенными на территорию Российской Федерации предприятиями и объединениями предприятий, имеющими в своем составе (структуре) тепловые электростанции и котельные, независимо от форм собственности и подчинения.

1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1 Термин «пусковые потери» обозначает непроизводительные затраты топлива, пара от постороннего источника и электроэнергии на привод механизмов собственных нужд до включения турбогенератора в сеть в период пуска, перерасходы топлива в нестационарных режимах нагружения турбины, при стабилизации теплового состояния энергоблока и расхолаживании турбины под нагрузкой при останове энергоблока.



Реклама

1.2 Потери при пусках после остановов с расхолаживанием турбины определяют как сумму потерь при пуске из холодного состояния, рассчитываемых в соответствии с РД 34.09.156-94 «Методика расчета потерь топлива, электроэнергии и пара при пусках энергоблоков мощностью 160 - 1200 МВт тепловых электростанций», и потерь в режиме расхолаживания. Последние включают величины, не отраженные в действующей системе анализа эффективности топливоиспользования и нормирования технико-экономических показателей, и связаны:

а) с пониженными параметрами пара в процессе расхолаживания;

б) со снижением КПД котла при его работе на растопочной нагрузке на конечном этапе расхолаживания;

в) с затратами пара от постороннего источника на обогрев фланцев и шпилек цилиндров высокого и среднего давлений;

г) со сбросом пара в конденсатор помимо турбины для поддержания электрической нагрузки ниже значения, определенного техминимумом котла на конечной стадии расхолаживания.



Реклама

1.3 Потери при пусках после ремонтов определяют суммой потерь в периоды нагружения турбины и стабилизации теплового состояния, определяемых по РД 34.09.156-94, и потерь в процессе технологических операций, предусмотренных при выводе энергоблока из ремонта в период до включения турбогенератора в сеть. Последние связаны с проведением следующих операций:

№ 1 - опрессовка и гидравлические испытания котла;

№ 2 - холодная отмывка котла;

№ 3 - горячая отмывка котла;

№ 4 - подъем параметров, проверка и настройка предохранительных клапанов;



Реклама

№ 5 - изолирование турбины, сушка изоляции, балансировка роторов и замер вибраций;

№ 6 - определение характеристик регулирования и электрические испытания энергоблока.

В длительность указанных операций включается время выхода энергоблока на требуемые параметры и собственно время проведения этих операций.

1.4 При определении потерь i, т усл. топл., экспериментальным путем в режимах расхолаживания и для каждого этапа пуска измеряют величины, входящие в формулу

, (1)



Реклама

где , и - израсходованные на i-м этапе пуска или расхолаживания топливо, пар от постороннего источника и электроэнергия на собственные нужды (в едином эквиваленте - условном топливе) соответственно, т усл. топл.;

- топливо, эквивалентное полезной (отданной в сеть в процессе расхолаживания, нагружения и стабилизации при пуске) электроэнергии, т усл. топл.

Для этапов пуска без включенного в сеть турбогенератора значение равно нулю. Для режимов расхолаживания, нагружения и стабилизации при пуске , так как затраты электроэнергии на собственные нужды входят в величину .

Потери в целом за пуск или расхолаживание равны сумме потерь на всех этапах пуска или расхолаживания.

Топливную составляющую потерь , т усл. топл., определяют по формуле



Реклама

, (2)

где - количество сожженного на i-м этапе натурального топлива, т;

- низшая теплота сгорания натурального топлива, КДж/кг;

- низшая теплота сгорания условного топлива, равная 29,3103 КДж/кг.

Потери пара, полученного от постороннего источника, , т усл. топл., определяют по формуле

, (3)

где - потребление пара от постороннего источника на i-м этапе,

in и iк - энтальпии пара и конденсата после его использования, КДж/кг;

- коэффициент ценности тепла стороннего пара;

- КПД (нетто) котла, вырабатывающего потребляемый пар.

Потери электроэнергии, потребляемой на привод механизмов собственных нужд, , т усл. топл., рассчитываются по формуле

, (4)

где - затраты электроэнергии на собственные нужды на i-м этапе, кВт?ч;

- среднемесячный удельный расход условного топлива энергоблока на 1 кВт?ч отпущенной электроэнергии, г/кВт?ч.

Количество топлива, необходимого для производства электроэнергии, отпущенной при расхолаживании и пуске на i-м этапе, но для стационарных условий работы при номинальных параметрах , т усл. топл., определяют по формуле

, (5)

где - средняя за i-й период электрическая нагрузка, МВт;

- длительность i-го периода расхолаживания или пуска, мин;

- удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию при средней на i-м этапе электрической нагрузке, г/кВт?ч (определяется по нормативам).

При определении потерь в режиме расхолаживания весь период расхолаживания разделяют на этапы с изменением одного из параметров (давления, температуры свежего пара, температуры пара промежуточного перегрева, электрической мощности) от одного статического уровня до другого.

1.5 При расчетном определении потерь для каждого этапа расхолаживания или пуска применяют формулу

, (6)

где - коэффициент потерь условного топлива на i-м этапе по j-й составляющей (топливо, пар, электроэнергия) для потребителя l, т усл. топл./мин;

- длительность расходования условного топлива в пределах i-го этапа по j-й составляющей для потребителя l, мин.

Для расчетов используют планируемые или фактически реализуемые графики пуска или расхолаживания и коэффициенты потерь всех составляющих. Коэффициенты потерь условного топлива для каждой составляющей устанавливают на основе экспериментальных данных для энергооборудования разного типа с помощью формул (2) - (5) и фактической длительности отдельных этапов пуска. В настоящей методике коэффициенты потерь для отдельных составляющих приняты по обобщенным для энергоблоков мощностью 300 - 1200 МВт данным, приведенным в РД 34.09.156-94, и уточнены в соответствии с технологическими особенностями пусков после ремонтов.

1.6 Расчет отдельных составляющих потерь должен соответствовать требованиям, предъявляемым к учету пусковых потерь при нормировании удельного расхода топлива на электростанциях и отчетности о тепловой экономичности. Составляющие потерь разделяют на части, которые условно относят к котельной и турбинной установкам, и выражают в натуральном исчислении: т усл. топл., ГДж, кВт?ч.

1.7 Настоящая методика дает возможность рассчитать потери для пусков дубль-блоков после остановов с расхолаживанием турбины и ремонтов по моноблочной схеме (когда пусковые операции проводят одновременно на обоих корпусах котла) и при пусках с последовательной растопкой корпусов.

С учетом погрешности определения расчетных коэффициентов потерь, разброса обобщенных данных относительно средних значений и допущений, принятых при разработке методики, погрешность расчетов в ней оценивается в ± 15 %.

2 РАСЧЕТ ПОТЕРЬ ТОПЛИВА, ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И ПАРА

2.1 Расчет потерь при пусках после остановов с расхолаживанием турбины

2.1.1 Потери условного топлива , т усл. топл., на каждом этапе расхолаживания за счет отклонения параметров пара от номинальных значений определяют по формуле

, (7)

где , и - средние мощности на клеммах генератора, механизмов собственных нужд на i-м этапе без учета затрат на привод питательного электронасоса (ПЭН) и мощность, потребляемая ПЭНом (блоки 300 МВт), соответственно, МВт;

- поправки к расходу тепла на отклонение давления (), температуры свежего пара () и температуры пара промежуточного перегрева () от номинальных значений, %;

- длительность i-го этапа, мин.

Цифровые значения в формуле (7) - размерные коэффициенты

РД 34.09.116-96 Методика расчета потерь топлива и электроэнергии при пусках после остановов с расхолаживанием турбины (8)

где , и - поправки на единицу отклонения от номинальных значений давления, температуры свежего пара и пара промежуточного перегрева соответственно, %;

, и - средние на i-ом этапе отклонения от номинального значения давления свежего пара, МПа, температуры свежего пара и пара промежуточного перегрева, °С.

В соответствии с «Инструкцией по составлению технического отчета о тепловой экономичности работы электростанций» для энергоблоков СКД КЭС

= ± 0,03 %; = ± 0,03 %; = ± 0,025 %.

Значения , и определяют по нормативным характеристикам, и - по реализуемому или планируемому графикам расхолаживания.

На этапах расхолаживания, где заданные значения давления свежего пара и нагрузки на турбине поддерживаются с помощью сброса пара через быстродействующую редукционно-охладительную установку (БРОУ) в конденсатор, формула (7) трансформируется в формулу

, (9)

где - расход топлива, обеспечивающий среднюю нагрузку на i-м этапе, т усл. топл./ч,

, (10)

где - нагрузка энергоблока, соответствующая техминимуму котла (30 % для моноблоков и 15 % для дубль-блоков), МВт;

и - мощность агрегатов собственных нужд и потребляемая ПЭНом при МВт;

- нормативный удельный расход топлива при , г/кВт?ч.

2.1.2 Потери условного топлива , т усл. топл., связанные со сбросом пара через БРОУ на конечных этапах расхолаживания, определяют по формуле

, (11)

2.1.3 Потери условного топлива , т усл. топл., связанные с подачей пара на обогрев фланцев и шпилек ЦВД и ЦСД турбины, определяют по формуле

, (12)

где - номинальная мощность энергоблока, МВт;

и - снижение мощности турбины при включении обогрева фланцев и шпилек ЦСД и ЦВД при номинальной нагрузке соответственно, МВт (приведено в таблице A.1 приложения А);

и - длительность подачи пара на обогрев шпилек и фланцев ЦСД и ЦВД турбины на i-м этапе расхолаживания соответственно, мин.

При принимаем .

2.1.4 Потери условного топлива , т усл. топл., связанные со снижением КПД котла при его работе на растопочной минимальной нагрузке, на конечных этапах расхолаживания определяют по формуле

, (13)

где - снижение КПД котла (брутто) на растопочной нагрузке (принимается равным 5 %);

- КПД котла (брутто), определенный по нормативной характеристике, %.

2.1.5 Для энергоблоков 300 МВт отдельно нормируются затраты электроэнергии на привод ПЭНа , МВт?ч, которые определяют по формуле

, (14)

При принимаем .

2.1.6 Для приведения в соответствие потерь с действующей системой нормирования технико-экономических показателей их разделяют на составляющие, условно отнесенные к котлу и турбине. Затраты электроэнергии на привод ПЭН включают в затраты электроэнергии на собственные нужды, условно отнесенные к котлу , МВт?ч, т.е.

. (15)

Потери условного топлива, связанные со сбросом пара через БРОУ и со снижением КПД котла, относят к затратам топлива на котел (, т усл. топл.)

. (16)

Потери условного топлива, связанные с пониженными параметрами пара и обогревом фланцев и шпилек ЦСД и ЦВД турбины, формируют дополнительные затраты тепла на турбину , ГДж, т.е.

. (17)

2.1.7 Для определения суммарных потерь условного топлива на останов энергоблока с расхолаживанием турбины и последующий пуск к перечисленным выше прибавляют потери на пуск энергоблока из холодного состояния независимо от длительности простоя. Последние в соответствии с РД 34.09.156-94 определяют как сумму потерь по шести этапам:

1 простой энергоблока;

2 подготовка к пуску;

3 растопка до толчка ротора;

4 разворот турбины;

5 нагружение турбины;

6 стабилизация теплового состояния.

Для этапов 1 - 4 при расчете потерь , т усл. топл., принимают формулу, общую для всех типов энергоблоков:

, (18)

где , , , и - коэффициенты потерь по топливной составляющей, электроэнергии собственных нужд без учета затрат на привод ПЭН, пара от постороннего источника без учета затрат на привод питательного турбонасоса (ПТН), турбовоздуходувки (ТВД) и деаэрацию (Д) питательной воды, электроэнергии на привод ПЭН, пара на привод ПТН и ТВД, пара на деаэрацию питательной воды соответственно, т усл. топл./мин;

и - длительность i-го этапа и расходования электроэнергии и пара в пределах этого этапа для перечисленных выше потребителей соответственно, мин.

Значения коэффициентов потерь, используемых в настоящей методике, приведены в справочном приложении А. Длительность этапов пуска и расходования пара и электроэнергии для потребителей определяют по реализуемому или планируемому графику пуска.

Для нагружения и стабилизации (этапы 5 и 6) при расчете потерь т усл. топл., применяют формулу

, (19)

где - коэффициенты потерь топлива из-за нестационарности режимов при нагружении или стабилизации теплового состояния, т усл. топл. / мин;

- длительность нагружения или стабилизации, мин.

Длительность этапа нагружения принимают по графику пуска. Длительность стабилизации, по обобщенным данным, составляет 420 мин.

2.1.8 При распределении потерь при пуске по составляющим, условно отнесенным к котлу и турбине, применяют формулы:

; (20)

; (21)

; (22)

; (23)

где - затраты электроэнергии на собственные нужды, условно отнесенные к турбине, МВт·ч;

и - затраты пара от постороннего источника, условно отнесенные к котлу и турбине соответственно, ГДж.

Для этапов пуска 3 и 4:

; (24)

Для этапов нагружения и стабилизации суммарно:

для газомазутных энергоблоков

; (25)

для пылеугольных энергоблоков

; (26)

Независимо от типа энергоблока (газомазутный или пылеугольный)

; (27)

В формулах (25) - (27) и таблице А.2 приложения А индексы «ГМ» и «ПУ» указывают на значение показателя соответственно для газомазутного или пылеугольного энергоблока.

В формулах (20) и (22) - удельный среднемесячный расход условного топлива по электростанции, г/кВт?ч.

Для дубль-блоков 300 МВт при пуске с последовательной растопкой корпусов суммарные пусковые потери, определенные по формулам (18) и (19), увеличивают на 48,0 т усл. топл., что связано с затратами на растопку второго корпуса котла до его подключения к турбине. Эту величину включают в .

2.3 Расчет потерь топлива, электроэнергии и пара при пусках энергоблоков после ремонтов

Началом пуска блока после ремонта считают момент начала подачи воды в котел для проведения операций, регламентированных п. 1.3 настоящей методики, с последующим нагружением турбины до стабилизации теплового состояния. Затраты электроэнергии и пара на собственные нужды до этого момента, связанные с проверкой и настройкой отдельных элементов основного и вспомогательного оборудования, в соответствии с «Инструкцией по учету электроэнергии в энергосистемах, И-34-34-006-83» (РД 34.09.101) относят на хозяйственные нужды электростанции.

2.3.1 Потери условного топлива при проведении опрессовки и гидравлических испытаний котла (операция № 1) , т усл. топл., определяют по формуле

; (28)

Принято считать, что для дубль-блоков 300 МВт рассматриваемая операция проводится одновременно на обоих корпусах котла.

Для всех операций затраты по составляющим распределяют по формулам (21) - (23).

2.3.2 Потери условного топлива при проведении холодной отмывки котла (операция № 2) , т усл. топл., определяют также по формуле (28).

2.3.3 Потери условного топлива при проведении горячей отмывки котла (операция № 3) , т усл. топл., определяют по формуле

; (29)

Коэффициент потерь для топливной составляющей , т усл. топл./мин, находят, исходя из условия поддержания температуры среды перед встроенной задвижкой (ВЗ) на уровне 200 °С по формуле

; (30)

где - растопочный расход питательной воды (принят 30 % номинального), т/ч;

и - энтальпия среды перед ВЗ и питательной воды соответственно, КДж/кг;

- доля тепла топлива, воспринимаемая в тракте до ВЗ (в среднем 0,6 для блоков 300 и 500 МВт и 0,75 для блоков 800 и 1200 МВт).

Значения при 30 %-ном расходе питательной воды приведены в таблице А.3 приложения А.

2.3.4 Потери условного топлива при подъеме параметров, проверке и настройке предохранительных клапанов (операция № 4) , т усл. топл., определяют по формуле (29), в которой принимают , так как деаэрация питательной воды осуществляется собственным паром из растопочного расширителя.

2.3.5 Потери условного топлива в процессе сушки изоляции, балансировки ротора и замера вибрации , т усл. топл., находят по формуле

, (31)

где и - соответственно суммарная длительность всех растопок и работы на холостом ходу, мин;

и - коэффициенты потерь по топливной составляющей при растопке и работе на холостом ходу, т усл. топл./мин.

Технология проведения рассматриваемой операции № 5 предусматривает несколько растопок котла до выхода на холостой ход и работу на холостом ходу для выполнения регламентных работ.

Для дубль-блоков 300 МВт в работе могут быть один или оба корпуса котла.

Для этой операции формулы (20) - (24) трансформируются в соответствии с формулой (31) и примут вид:

; (32)

; (33)

; (34)

; (35)

(36)

2.3.6 Определение характеристик регулирования и электрические испытания (операция № 6) проводят при работе турбины на холостом ходу. Потери условного топлива , т усл. топл., находят по формуле

(37)

Проведение этой операции на дубль-блоке 300 МВт возможно также при использовании одного или обоих корпусов котла.

Потери условного топлива при нагружении энергоблока , т усл. топл., и стабилизации теплового состояния , т усл. топл., определяют по формуле (19).

2.3.7 В том случае, когда операции № 5 и 6 проводят на одном корпусе котла дубль-блока 300 МВт, при определении общих пусковых потерь к сумме величин, рассчитанных по пп. 2.3.1 - 2.3.7, следует прибавить 48,0 т усл. топл., что равно потерям на растопку второго корпуса котла до подключения его к турбине. Эту величину включают в .

2.3.8 В зависимости от категории ремонта (капитальный, средний, текущий) и объема ремонтных работ не все перечисленные операции могут проводиться при пуске. Естественно, что они не должны учитываться при расчете пусковых потерь.

2.3.9 В приложениях Б и В приведены примеры расчета потерь топлива, пара и электроэнергии при пусках после останова с расхолаживанием турбины и после капитального ремонта.

Приложение А

(справочное)

Таблица А.1 - Снижение мощности турбины при номинальной нагрузке и включении обогрева фланцев и шпилек ЦВД и ЦСД

Снижение мощности

Мощность энергоблока, МВт

300

500

800

1200

?WЦСД

2,0

3,3

5,4

8,0

?WЦВД

4,0

6,6

10,6

16,0

Таблица А.2 - Коэффициенты потерь условного топлива на разных этапах пуска энергоблоков 300 - 1200 МВт из холодного состояния

Коэффициент потерь

Мощность энергоблока, МВт

300

500

800

1200

6,45?10-6

10,6?10-6

17,0?10

25,5?10-6

77,0?10-6

125,0?10-6

186,6?10-6

280,0?10-6

20,0?103

21,0?10-3

27,3?10-3

41,0?103

-

-

-

-

62,5?10-3

100,0?10-3

150,0?10-3

87,2?10-3

140,0?10-3

210,0?103

110,0?10-6

180,0?10-6

280,0?10-6

34,0·10-3

44,0?10-3

51,0?103

76,5?10-3

-

-

84,0?10-3

0,299

0,479

0,718

0,373

0,598

0,897

0,192

0,337

0,534

-

0,171

0,279

0,445

0,668

0,054

0,09

0,143

-

0,027

0,045

0,071

0,107

* В числителе даны значения для пусков моноблоков и дубль-блоков с параллельной растопкой корпусов, а в знаменателе - для дубль-блоков при последовательной растопке корпусов.

** В числителе даны значения коэффициентов потерь для энергоблоков, оснащенных турбовоздуходувками, а в знаменателе - дутьевыми машинами с электроприводом.

Примечание - Отсутствующие в таблице коэффициенты, регламентированные формулой (18), для этапов пуска принимаются равными нулю.

Таблица А.3 - Коэффициенты потерь условного топлива и режимах пусков энергоблоков после ремонтов

Коэффициент потерь

Мощность энергоблока, МВт

300

500

800

1200

77?10-6

125,0?10-6

186,6?10-6

280,0?10-6

0,02

0,021

0,0273

0,41

0,0525

0,0872

0,140

0,240

92,0?10-6

-

-

-

-

0,0625

0,1

0,15

0,121

0,202

0,228

0,367

-

-

0,084

110,0?10-6

180,0?10-6

280,0?10-6

0,034

0,044

0,051

0,0765

0,417

0,695

1,25

1,85

0,18

0,299

0,479

0,718

0,225

0,373

0,598

0,897

0,225

0,373

0,598

0,897

* В числителе даны значения коэффициентов потерь для энергоблоков, оснащенных турбовоздуходувками, в знаменателе - дутьевыми машинами с электроприводом.

Приложение Б

(рекомендуемое)

ПРИМЕР РАСЧЕТА ПОТЕРЬ ТОПЛИВА, ПАРА И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПРИ ПУСКЕ ЭНЕРГОБЛОКА ПОСЛЕ ОСТАНОВА С РАСХОЛАЖИВАНИЕМ ТУРБИНЫ

В качестве примера рассмотрен пуск пылеугольного энергоблока мощностью 500 МВт. График расхолаживания приведен на рисунке Б.1.

Продолжительность простоя - 50 ч.

Пар на обогрев фланцев и шпилек подается в процессе всего режима расхолаживания.

Составляющие потерь рассчитаны только для одного этапа. Для остальных этапов приведен конечный результат, полученный с помощью аналогичного расчета.

Таблица Б.1

Параметр

Значение

Способ определения, формула расчета

РЕЖИМ РАСХОЛАЖИВАНИЯ

(по этапам расхолаживания, рисунок Б.1)

, МВт

500

Рисунок Б.1

, МВт

12,0

Нормативная характеристика

, г/кВт?ч

325,0

То же

, мин

90

Рисунок Б.1

, МПа

0

То же

, ?С

20

-?-

, ?С

20

-?-

, %

1,1

Формула (8)

, т усл. топл.

2,62

Формула (7)

, т усл. топл.

8,05

Формула (7)

, т усл. топл.

9,17

То же

, т усл. топл.

4,11

-?-

, т усл. топл.

3,14

-?-

, т усл. топл.

1,7

-?-

, мин

25,0

Рисунок Б.1

, МВт

95

То же

, МВт

150,0

Нормативная характеристика

,МВт

10,2

То же

, г/кВт?ч

385

-?-

, ?С

175

Рисунок Б.1

, ?С

280

Рисунок Б.1

, МПа

8,0

То же

, %

14,65

Формула (8)

, т усл. топл.

2,4

Формулы (9), (10)

, т усл. топл.

6,2

Формула (11)

, т усл. топл.

4,88

Формулы (9), (10)

, т усл. топл.

71,5

Формула (11)

, т усл. топл.

36,07

Пп. 9 - 14, 24, 26

, т усл. топл.

77,7

Пп. 25, 27

, мин

90

Рисунок Б.1

, мин

90

То же

, т усл. топл.

4,87

Формула (12)

, т усл. топл.

5,0

Формула (12)

, т усл. топл.

2,96

То же

, т усл. топл.

0,97

-?-

, т усл. топл.

0,67

-?-

, т усл. топл.

0,29

-?-

, т усл. топл.

0,31

-?-

, т усл. топл.

0,28

-?-

, т усл. топл.

15,35

Пп. 32 - 39

, %

92,0

Нормативная характеристика

, %

5,0

Обобщенные данные

, мин

130

Рисунок Б.1

, т усл. топл.

9,27

Формула (13)

, т усл. топл.

87,47

Формула (16)

, ГДж

1510

Формула (17)

РЕЖИМ ПУСКА ИЗ ХОЛОДНОГО СОСТОЯНИЯ

(по этапам, см. п. 2.1.7 методики)

, мин

3000

Исходные данные

, т усл. топл./мин

0,0034

Таблица А.2 при = 325 г/кВт?ч

, т усл. топл./мин

10,2

Формула (18)

, мин

115

График пуска

, т усл. топл./мин

0,021

Таблица А.2

, т усл. топл./мин

0,041

То же

, т усл. топл./мин

0,0625

-?-

, т усл. топл./мин

0,872

-?-

, т усл. топл.

24,6

Формула (18)

, мин

125

График пуска

, мин

55

То же

, т усл. топл./мин

0,059

Таблица А.2

, т усл. топл./мин

0,044

То же

, т усл. топл./мин

0,299

То же

, т усл. топл.

62,9

Формула (18)

, мин

80

График пуска

, мин

0

То же

, т усл. топл./мин

0,373

Таблица Б.1

, т усл. топл.

43

Формула 18

, мин

405

График пуска

, т усл. топл./мин

0,337/0,279

Таблица А.2

, т усл. топл.

136,6

Формула (19)

, мин

420

Обобщенные данные

, т усл. топл./мин

0,09/0,045

Таблица А.2

, т усл. топл.

38

Формула (19)

, МВт?ч

40,9

Формула (20)

, ГДж

743,7

Формула (21)

, т усл. топл.

174,3

Формулы (24) и (26)

, МВт?ч

40,9

Формула (22)

, ГДж

636

Формула (23)

, ГДж

1895

Формула (27)

СУММАРНЫЕ ПОТЕРИ НА РЕЖИМ РАСХОЛАЖИВАНИЯ И ПУСК

, МВт?ч

40,9

Суммирование потерь

, ГДж

743,7

по отдельным этапам

, т усл. топл.

262

, МВт?ч

40,9

, ГДж

636

, ГДж

3405

РД 34.09.116-96 Методика расчета потерь топлива и электроэнергии при пусках после остановов с расхолаживанием турбины

1 - 8 - этапы

Рисунок Б.1 - Нормативный график расхолаживания турбины энергоблока мощностью 500 МВт

Приложение В

(рекомендуемое)

ПРИМЕР РАСЧЕТА ПОТЕРЬ ТОПЛИВА, ПАРА И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПРИ ПУСКЕ ЭНЕРГОБЛОКА ПОСЛЕ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА

В качестве примера рассмотрен пуск энергоблока мощностью 800 МВт после капитального ремонта. В основу принят условный график пуска, соответствующий программе вывода энергоблока из ремонта, по операциям, предусмотренным п. 1.3 методики. Блок оснащен ТВД.

Для всех операций .

Для операций № 1, 2 , № 4 - 6 .

Таблица В.1

Параметр

Значение

Способ определения, формула расчета

ПОТЕРИ ПО ЭТАПАМ ПУСКА

, мин

300

Программа пуска

, т усл. топл./мин

0,06

Таблица A.3 при = 320 г/кВт?ч

, т усл. топл./мин

0,273

То же

, т усл. топл./мин

0,10

-?-

, т усл. топл./мин

0,14

-?-

, т усл. топл.

98,2

Формула (28)

, МВт?ч

28,1

Формула (20)

, ГДж

999

Формула (21)

, МВт?ч

28,1

Формула (22)

, ГДж

1350

Формула (23)

, мин

240

Программа пуска

, т усл. топл.

78,6

Формула (28)

, МВт?ч

22,5

Формула (20)

, ГДж

799

Формула (21)

, МВт?ч

22,5

Формула (22)

, ГДж

1080

Формула (23)

, мин

300

Программа пуска

, т усл. топл./мин

0,06

Таблица A.3

, т усл. топл./мин

0,051

То же

, т усл. топл./мин

0,056

-?-

, т усл. топл./мин

0,228

-?-

, т усл. топл.

190,5

Формула (29)

, МВт?ч

28,1

Формула (20)

, ГДж

1595

Формула (21)

, МВт?ч

28,01

Формула (22)

, ГДж

1454

Формула (23)

, т усл. топл.

68,4

Формула (24)

, мин

240

Программа пуска

, т усл. топл./мин

1,25

Таблица А.3

, т усл. топл.

364

Формула (29)

, МВт?ч

25,3

Формула (20)

, ГДж

1276

Формула (21)

, МВт?ч

25,3

Формула (22)

, ГДж

179,3

Формула (23)

, т усл. топл.

300

Формула (24)

, мин

600

Программа пуска

, т усл. топл./мин

0,479

Таблица A.3

, т усл. топл./мин

0,596

То же

, т усл. топл.

1049,4

Формула (31)

, МВт?ч

112,5

Формула (32)

, ГДж

6381

Формула (33)

, МВт?ч

112,5

Формула (34)

, ГДж

3357

Формула (35)

, т усл. топл.

645

Формула (36)

, мин

1260

Программа пуска

, т усл. топл./мин

0,598

Таблица А.3

, т усл. топл.

1090

Формула (37)

, МВт?ч

118,1

Формула (20)

, ГДж

6700

Формула (21)

, МВт?ч

118,1

Формула (22)

, ГДж

94,1

Формула (23)

, т усл. топл.

753,5

Формула (24)

, мин

470

Программа пуска

, т усл. топл.

0,445

Таблица А.2

, т усл. топл.

209

Формула (19)

, мин

420

Обобщенные данные

, т усл. топл.

0,071

Таблица А.2

, т усл. топл.

30

Формула (19)

, т усл. топл.

119,5

Формула (25)

, ГДж

3501

Формула (27)

СУММАРНЫЕ ПОТЕРИ ЗА ПУСК

, т усл. топл.

3109

, МВт?ч

335

, ГДж

17750

, МВт?ч

335

, ГДж

8361

, т усл. топл.

1886

, ГДж

3501

СОДЕРЖАНИЕ

1 Общие положения. 2

2 Расчет потерь топлива, электроэнергии и пара. 4

Приложение А.. 10

Приложение Б. Пример расчета потерь топлива, пара и электроэнергии при пуске энергоблока после останова с расхолаживанием турбины.. 11

Приложение В. Пример расчета потерь топлива, пара и электроэнергии при пуске энергоблока после капитального ремонта. 14

ээээA>=>G@lN??




Реклама: ;


Самые популярные документы раздела



Рейтинг@Mail.ru Яндекс.Метрика