5.6.4. При выполнении требований п. 5.1 настоящих Методических указаний допускается для уменьшения количества необходимых расчетов на начальных этапах при определении расчетной влажности использовать среднемесячные среднемноголетние температуры наружного воздуха.

5.6.5. С учетом п. 5.6.4 настоящих Методических указаний среднемесячная относительная влажность наружного воздуха определяется расчетным путем через среднемесячное парциальное давление водяного пара (упругость водяного пара) (см. п. 10.1 настоящих Методических указаний).

Среднемесячное парциальное давление водяного пара принимается для соответствующего региона согласно данным действующих СНиП «Строительная климатология».

5.6.6. С учетом п. 5.6.4 настоящих Методических указаний среднемесячная расчетная скорость ветра определяется путем приведения среднемноголетней среднемесячной скорости на высоте флюгера hф к скорости ветра на высоте 2 м от поверхности водохранилища или поверхности земли (см. п. 10.2 настоящих Методических указаний).

5.6.7. Высоту флюгера и соответствующие среднемесячные значения скорости ветра на его высоте принимаются по данным действующих на территории России справочников по климату или по официальным справочным данным от метеослужб.

5.6.8. Для электростанций с прямоточной системой технического водоснабжения расчетный расход воды в реке определяется для каждого месяца путем усреднения соответствующих среднемесячных значений расходов воды за не менее чем 12-ти летний ряд наблюдений по данным с ближайшего, вышележащего по течению реки, контрольного створа.

5.6.9. Исходные температуры охлаждающей воды для электростанций с прямоточной системой технического водоснабжения определяются путем усреднения соответствующих среднемесячных значений температур воды, определяемых как средняя величина по створу, за последние 5 лет наблюдений по данным с ближайшего, вышележащего по течению реки, контрольного створа, а для электростанций с оборотной системой охлаждения, для которых источниками охлаждающей воды являются открытые водоемы (заливы, водохранилища) – по данным местных гидрометеорологических служб.

5.7. Прогнозные объемы отпуска тепла в паре и горячей воде определяются следующим образом:

5.7.1. В качестве исходных данных используются фактические объемы отпуска тепла, включающие, в том числе, объемы тепла, отпущенные на собственные нужды электростанции, усредненные по каждому месяцу за соответствующие последние 36 календарных месяцев, начиная с месяца n- (далее статистический ряд), где n – месяц подачи документов.

5.7.2. Подтверждающими документами являются сводные таблицы фактических и прогнозных объемов отпуска тепла по форме приложения 3 к настоящим Методическим указаниям, сформированных на основании Актов о месячном отпуске тепловой энергии от источника теплоты с учетом отпуска тепла и пара на производственные нужды электростанции и соответствующих имеющимся в ОАО «СО ЕЭС» статистическим данным. Сводные таблицы должны быть подписаны техническим руководителем электростанции.

5.7.3. При формировании прогнозных объемов отпуска тепла фактические данные приводятся к условиям, при которых не должны учитываться имевшие место факторы, приведшие к кратковременному существенному изменению (увеличению, сокращению или прекращению отпуска тепла, например, в связи с испытаниями теплосети, профилактическими работами на оборудовании потребителя пара и пр.).

5.7.4. Приведение фактических данных к упомянутым в п. 5.7.3 настоящих Методических указаний условиям осуществляется путем замены фактических объемов отпуска тепла соответствующего месяца статистического ряда, в котором имел место подобный фактор, на среднеарифметическую величину объемов отпуска тепла в оставшиеся аналогичные месяцы статистического ряда, в течение которых действие таких факторов отсутствовало.

5.7.5. В случае если для рассматриваемого расчетного периода какой-либо из упомянутых в п. 5.7.3 настоящих Методических указаний факторов имел место во всех трех аналогичных месяцах статистического ряда, однако действие такого фактора не прогнозируется в течение рассматриваемого расчетного периода, для такого расчетного периода в качестве прогнозируемого объема отпуска тепла принимаются максимальный из прогнозных объемов аналогичных расчетных периодов, сформированных в соответствии с требованиями п.п. 5.7.3, 5.7.4 настоящих Методических указаний. Аналогичными расчетными периодами в таких случаях являются:

– декабрь, январь, февраль;

– октябрь, апрель;

– июнь, июль, август.

5.7.6. В случае если по состоянию на момент подачи документов, прогнозируется наличие упомянутых в п. 5.7.3 настоящих Методических указаний факторов в каком-либо расчетном периоде:

– данный расчетный период должен быть разбит на расчетные подпериоды в соответствии с временем начала и окончания действия данных факторов;

– прогнозные объемы отпуска тепла, определенные в соответствии с требованиями п.п. 5.7.3, 5.7.4 настоящих Методических указаний, Напечатано с сайта ОАО «СО ЕЭС» www.so-ups.ru разбиваются пропорционально продолжительности расчетных подпериодов ;

– объем отпуска тепла за расчетный подпериод, в течение которого прогнозируется действие данных факторов, уменьшается на соответствующую величину.

5.7.7. При необходимости учета существенного изменения потребления пара отдельными потребителями при формировании прогнозных объемов отпуска тепла данный учет осуществляется при выполнении следующих условий:

– изменение максимального объема отпуска пара отдельному потребителю составляет более 50 Гкал/час;

– изменение объемов отпуска пара носит непрерывный характер, имеет место на момент подачи документов или прогнозируется, начиная с определенного расчетного периода (подпериода);

подтверждающих факт заключения, расторжения или изменения договоров на отпуск пара данному потребителю, включая уведомительные письма потребителя;

– отдельно приведены помесячные статистические данные по объемам отпуска пара данному потребителю, подтверждающие факт изменения объема, в случае, если изменение произошло в течение фактического периода (36 календарных месяцев).

5.7.8. При выполнении перечисленных в п. 5.7.7 настоящих Методических указаний условий формирование прогнозных объемов отпуска тепла осуществляется в следующем порядке:

5.7.8.1. Прогнозные объемы отпуска тепла, формируемые путем усреднения фактических данных за соответствующие последние календарных месяцев в соответствии с требованиями п.п. 5.7.3-5.7. настоящих Методических указаний, определяются без учета объемов отпуска пара потребителю, у которого зафиксировано существенное их изменение в течение фактического периода;

5.7.8.2. Объемы отпуска пара такому потребителю для каждого расчетного периода (подпериода) определяются отдельно как среднеарифметическое значение месячных объемов за аналогичные месяцы фактического периода с момента появления изменения до месяца n-2, где n – месяц подачи документов, а для потребителя, в отношении которого только прогнозируется изменение объемов, определяется соответствующая величина изменения для каждого расчетного периода (подпериода);

5.7.8.3. Суммарные прогнозные объемы отпуска тепла электростанцией в расчетном периоде (подпериоде ) определяются путем суммирования по соответствующим месяцам объемов отпуска тепла, полученных в п.п.

5.7.8.1 и 5.7.8.2 настоящих Методических указаний.

Напечатано с сайта ОАО «СО ЕЭС» www.so-ups.ru (противодавлением ) турбин, встроенными пучками конденсаторов, РОУ и ПВК необходимо руководствоваться следующими принципами :

(противодавлением ) турбин, РОУ и ПВК должно осуществляться по принципу обеспечения минимального объема ограничений в целом по электростанции по результатам расчетов по всем причинам их вызывающим, в том числе, с учетом допустимого превышения технически возможной мощности отдельных энергоустановок над их установленной мощностью и условия не превышения суммарной технически возможной мощности энергоустановок, входящих в ГТПГ, над ее суммарной установленной мощностью.

Например, должен соблюдаться приоритет загрузки противодавления по отношению к производственным отборам, при отсутствии или минимальных нагрузках производственного отбора на турбинах типа «ПТ»

загрузка теплофикационных отборов производиться не должна, на турбинах, конденсатор которых находится в заведомо более худшем состоянии или худших условиях, должна обеспечиваться максимальная загрузка отборов и 5.8.2. Обосновывающие расчеты должны быть дополнены тепловой схемой.

В расчетах должны быть представлены материальный и тепловой балансы по электростанции в целом и по каждой единице основного и вспомогательного оборудования (основной, встроенный пучки конденсатора, сетевые подогреватели, пиковые бойлера, ПВК и пр.) 5.8.3. Общее уравнение баланса по пару для каждой турбины выглядит следующим образом:

где D0 – расход свежего пара в голову турбины;

DП – отпуск пара производственных параметров;

DТ – отпуск пара из теплофикационных отборов;

Dк – суммарный расход пара в конденсатор турбин.

При этом в случае наличия встроенных пучков конденсатора распределение расчетного суммарного расхода пара между основным и встроенным пучками конденсатора осуществляется пропорционально площадям их поверхностей.

5.8.4. Для турбин, находящихся согласно предварительному графику в плановом ремонте во всех сутках соответствующего расчетного периода, при наличии конденсатора расход пара в голову (конденсатор) турбины принимается исходя из прогноза работы данной турбины в конденсационном режиме с учетом расхода пара на регенерацию, а для турбин с противодавлением расход пара в голову и отпуск пара принимаются равными 5.8.5. Расход пара на регенерацию принимается согласно имеющимся нормативным энергетическим характеристикам оборудования. В целях упрощения расчетов (в процессе расчетов может меняться допустимый расход пара в голову турбины, а, следовательно, и расход пара на регенерацию ) данная величина может быть принята в процентах от расчетного расхода в голову турбины D0.

В случае задания величины расхода пара на регенерацию в процентах от D0 необходимо ее подтверждение обосновывающими расчетами, проведенными в соответствии с нормативными энергетическими характеристиками при работе всех элементов системы регенеративного подогрева.

Указанная процентная доля должна оставаться неизменной в дальнейшем процессе расчетов ограничений по различным причинам вне зависимости от результирующих изменений допустимых расходов пара в голову турбины.

5.8.6. При определении максимально допустимого расхода пара в голову турбины необходимо руководствоваться соответствующими энергетическими характеристиками турбоагрегатов. При этом, для турбин типа «П» и «ПТ» данная величина определяется в точке пересечения линии, соответствующей уровню загрузки производственного отбора, с правой границей зоны естественного повышения давления в камере производственного отбора (за исключением случаев технической невозможности работы в указанной зоне, обоснованных соответствующими документами, например, заключениями экспертных организаций о состоянии паропроводов, особенностями схемы снабжения потребителей пара и пр.), а для турбин типа «Т» – при максимальной технически возможной мощности, достижимой при соответствующем давлении в камере теплофикационного отбора (работа по электрическому графику).

При этом электрическая нагрузка определяется по диаграммам режимов и должна соответствовать максимально допустимому расходу пара в голову турбины.

Величина давления в камере теплофикационного отбора должна быть подтверждена обосновывающими расчетами в зависимости от температур прямой и обратной сетевой воды с использованием нормативных характеристик сетевых подогревателей. При этом не должны учитываться потери давления в трубопроводах от камеры отбора до сетевого подогревателя.

В случае отсутствия обосновывающих расчетов величина давления в камере теплофикационного отбора должна быть выбрана из условия обеспечения при прочих равных условиях максимальной технически возможной мощности.

5.8.7. При необходимости учета систематического отклонения температуры обратной сетевой воды от величины, определяемой диспетчерским графиком теплосети, что подтверждается фактическими значениями за аналогичные Напечатано с сайта ОАО «СО ЕЭС» www.so-ups.ru месяцы последних трех лет, необходимо на основании данных о среднесуточной температуре воздуха и фактическом среднесуточном отклонении температуры обратной сетевой воды за каждые сутки аналогичных месяцев за последние 3 года построить график зависимости фактического отклонения температуры воды от температуры наружного воздуха (путем построения линии тренда для области фактических точек), по которому при заданной расчетной температуре наружного воздуха можно определить расчетное отклонение температуры обратной сетевой воды.

5.9. Фактические эксплуатационные показатели работы основного и вспомогательного оборудования (например, недоохлаждение градирен, повышение температурных напоров конденсаторов, сетевых подогревателей ) должны быть учтены в имеющейся на электростанции нормативно-технической документации (далее НТД). Дополнительные данные и поправки, не учтенные в НТД, в расчетах к учету не принимаются. Производительность и допустимое количество работающих циркуляционных насосов должно определяться согласно характеристикам параллельной работы циркуляционных насосов и гидравлической характеристике сети.

5.10. Ограничения установленной мощности, связанные с необходимостью соблюдения требований экологического характера, учитываются в расчетах в качестве исходных данных при условии представления следующих документов:

5.10.1. Для электростанций, имеющих ограничения по охране водных приложениями, содержащими следующие данные и документы:

– Сведения о водном объекте;

– Cведения о водопользователе и осуществляемой водохозяйственной – Разрешение на сброс загрязняющих веществ в водные объекты;

– План размещения водозабора и выпуска сточных вод;

– Условия пользования водным объектом;

– План природоохранных мероприятий.

5.10.1.2. Программа ведения регулярных наблюдений за водным объектом и его водоохраной зоной, содержащая информацию о местах размещения пунктов контроля соблюдения температурного режима, согласованных уполномоченными органами;

5.10.2. Для электростанций, имеющих ограничения по охране воздушного 5.10.2.1. Заключение уполномоченных органов, осуществляющих технологический и экологический надзор, о величинах предельно допустимых выбросов загрязняющих веществ в атмосферу.

5.11. Не учитываются ограничения мощности:

5.11.1. Экологического характера, имеющие место при складывающихся неблагоприятных метеоусловиях (далее НМУ);

5.11.2. Связанные со сжиганием непроектного топлива (кроме случаев полного прекращения добычи проектного топлива в связи с истощением месторождений при одновременном отсутствии возможности сжигания мазута);

5.11.3. Из-за недостатка топлива или отсутствия финансовых средств на его приобретение ;

5.11.4. Из-за наличия лимитов по объему сжигаемого газа на электростанции в следующих случаях:

– указанные лимиты не обусловлены техническими причинами ;

– указанные лимиты распространяются на электростанцию или группу электростанций и обусловлены ограничением пропускной способности трубопроводов и газорегуляторных пунктов, однако на одной или нескольких электростанциях, входящих в данную группу, имеется возможность сжигания резервного топлива (уголь, мазут, торф и пр.), обеспечивающая отсутствие в течение расчетного подпериода ограничений по указанной причине ;

5.11.5. Из-за кратковременного ухудшения эксплуатационного состояния оборудования в межремонтный период (например, занос поверхностей нагрева котлов, трубок конденсаторов и пр.);

5.11.6. Связанные с работой турбоагрегатов в режиме ухудшенного вакуума, в режиме трех- (и более) ступенчатого подогрева сетевой воды с целью повышения показателей экономичности оборудования, приводящей к появлению ограничений (снижению электрической мощности), кроме случаев, когда перевод в данный режим обусловлен технической необходимостью (особенности тепловой схемы, отсутствие возможности обеспечения прогнозируемого уровня теплопотребления от других обосновывающих документов, заключений и расчетов;

5.11.7. Связанные с работой с полностью прикрытыми диафрагмами в целях повышения экономических показателей, а также в случае повышенного потребления тепла при наличии на электростанции градирен и возможности перевода тепловой нагрузки (или ее части) на ПВК;

5.11.8. Связанные с невостребованностью конденсационной мощности на ТЭЦ или с экономической нецелесообразностью выработки электроэнергии по конденсационному циклу в пределах имеющихся технических возможностей при уменьшении или отсутствии тепловых нагрузок;

5.11.9. Связанные с отпуском тепла из нерегулируемых отборов конденсационных энергоблоков при наличии возможности его обеспечения от других источников теплоснабжения электростанции, за исключением РОУ и быстродействующих редукционно -охлаждающих установок (далее БРОУ), подключенных к паропроводам свежего пара;

5.11.10. Связанные с освоением вновь вводимого оборудования (при нахождении оборудования в опытно-промышленной эксплуатации);

Напечатано с сайта ОАО «СО ЕЭС» www.so-ups.ru 5.11.11. Неудовлетворительного состояния дымовых труб, градирен и других технологических сооружений, устранимых в процессе ремонтов, за исключением случаев, когда одновременно выполнены следующие условия:

– факт изменения параметров и характеристик дымовых труб, градирен и других технологических сооружений, приводящий к снижению мощности, подтвержден результатами испытаний, проведенных экспертной организацией и оформленных в соответствии с требованиями п. 4.2 настоящих Методических указаний (за характеристикам, например, величин недоохлаждения градирен, температурных напоров конденсаторов, сетевых подогревателей и пр.);

– в предстоящем календарном году не планируется ремонта соответствующих категории и объема работ, по результатам которого возможно устранение таких снижений;

– представленный перечень мероприятий по устранению ограничений упомянутых технологических сооружений в удовлетворительное состояние в сроки, соответствующие планируемым ремонтам 5.12. Определение объемов ограничений для газотурбинных установок (далее ГТУ) при заданной расчетной температуре наружного воздуха осуществляется по имеющимся на электростанции нормативным характеристикам, построенным при условии корректной маркировки установленной (номинальной) мощности ГТУ в соответствии с требованиями ГОСТ: зависимости электрической мощности от температуры наружного воздуха без учета поправок на остальные метеорологические факторы, а также с учетом объемов отпуска тепла внешним потребителям.

5.13. При определении объемов ограничений для парогазовых установок (далее ПГУ) должны соблюдаться следующие требования:

5.13.1. Энергоблок ПГУ при определении объемов ограничений должен рассматриваться как одна неделимая единица оборудования.

5.13.2. Суммарная величина ограничений, имеющих место как на паросиловой, так и на газотурбинной части, определяется в общем порядке в соответствии с требованиями, предъявляемыми настоящими Методическими указаниями к расчету ограничений на оборудовании ТЭС, с учетом имеющихся на электростанции нормативных 6. Порядок расчета и принципы учета ограничений АЭС 6.1. Расчет ограничений установленной мощности энергоблоков АЭС, связанных с работой по топливному циклу, проводится в соответствии с действующей в отрасли нормативно-технической документацией и внутренними документами ОАО «Концерн Энергоатом».

6.2. Ограничения установленной мощности энергоблоков АЭС, связанные с работой по топливному циклу, определяются в соответствии с графиком ремонтов основного энергетического оборудования и на период ремонта энергоблока принимаются равными нулю.

6.3. Порядок расчета и принципы учета ограничений установленной мощности энергоблоков АЭС, связанных с работой паросиловой части, соответствует п.п. 5.1-5.11 настоящих Методических указаний за исключением пунктов, имеющих отношение только к оборудованию и режимам работы ТЭС.

7. Условия проведения перемаркировки оборудования.

7.1. В случае нецелесообразности или отсутствия возможности устранения технических ограничений путем проведения соответствующих мероприятий в сроки, устанавливаемые настоящими Методическими указаниями, собственником оборудования должна быть произведена перемаркировка установленной мощности.

7.2. Если временные ограничения длительного действия обусловлены недостатком или отсутствием тепловых нагрузок (на турбинах типа «Р», на турбинах типа «П», «ПТ» при отсутствии производственного отбора и наличии ограничений по пропускной способности части среднего давления (далее ЧСД), повышенным потреблением тепла на предстоящий период (а также на ближайшие три года), то на соответствующий период планирования собственник оборудования имеет право провести перемаркировку установленной мощности в установленном порядке на соответствующую данному ограничению величину (МВт).

Если в течение 3 лет собственник оборудования прогнозирует изменение тепловых нагрузок, приводящее к снижению (устранению ) ограничений по данным причинам, перемаркировка оборудования не проводится, однако, если по истечении данного периода на неперемаркированном оборудовании сохраняются данные ограничения, при осуществлении согласования на последующие периоды величины ограничений по данным причинам в объемах, соответствующих минимальному значению среднемесячных ограничений за последний год, согласовываться не будут.

7.3. Если временные ограничения длительного действия обусловлены причинами экологического характера (не устранимыми в определенные проводимыми мероприятиями сроки (не более трех лет) путем замены, модернизации или реконструкции очистных сооружений и устройств ), то величины ограничений по данным причинам в этом случае на соответствующий период планирования согласовываться не будут, а собственник оборудования имеет право провести перемаркировку установленной мощности в установленном порядке на соответствующую данным ограничениям величину (МВт).

7.4. Если на предстоящий период (а также на ближайшие 3 года) временные ограничения сезонного действия на одной и той же группе оборудования имеют переходящий характер, то есть действие одного сезонного фактора заменяется действием другого сезонного фактора, что может быть обусловлено, в том числе, некорректно проведенной маркировкой установленной мощности оборудования, то в этом случае собственник оборудования имеет право провести перемаркировку установленной мощности в установленном порядке на соответствующую данным ограничениям величину (МВт).

Если в течение 3 лет собственник оборудования прогнозирует изменение условий, приводящих к снижению (устранению ) ограничений по, как минимум, одной из этих причин, перемаркировка установленной мощности оборудования не проводится, однако, если по истечении данного периода на неперемаркированном оборудовании сохраняются данные ограничения, при осуществлении согласования на последующие периоды величины ограничений по данным причинам в объемах, соответствующих минимальному значению среднемесячных ограничений за последний год (базовая величина), согласовываться не будут.

7.5. При наличии системных ограничений, связанных с недостаточной пропускной способностью прилегающих к электростанции электрических связей, в случаях, когда устранение таких ограничений не осуществимо силами и возможностями компании-собственника, перемаркировка оборудования не проводится.

8. Мероприятия по устранению ограничений установленной мощности 8.1. Обязательным условиям для согласования величин ограничений является наличие эффективных (эффективными считаются меры, приводящие к устранению согласовываемых объемов ограничений в срок, указанный в п. 8.4 настоящих Методических указаний) мероприятий по сокращению ограничений установленной мощности. В случае технической невозможности или экономической нецелесообразности проведения эффективных мероприятий в ОАО «СО ЕЭС»

представляется аналитическая записка с соответствующими обоснованиями.

8.2. Перечень мероприятий по сокращению ограничений подлежит согласованию с ОАО «СО ЕЭС».

8.3. Ограничения установленной мощности, подлежащие устранению, фиксируются по состоянию на момент принятия ОАО «СО ЕЭС» решения о согласовании ограничений (как на этапе годового, так и на этапе месячного планирования с учетом уже заявленных ранее мероприятий ).

8.4. Все ограничения, зафиксированные на дату, указанную в п. 8.3 настоящих Методических указаний должны быть устранены в установленный срок. Срок устранения ограничений установленной мощности на основании результатов анализа объемов предполагаемых работ согласовывает ОАО «СО ЕЭС».

8.5. Распределение объемов работ по годам периода устранения ограничений при проведении мероприятий, касающихся нескольких единиц оборудования, осуществляется равномерно. Начало проведения работ (а, по возможности, и окончание работ, что влечет за собой сокращение ограничений ) по не менее чем одной единице оборудования должно присутствовать в любом году из входящих в установленный период устранения ограничений.

8.6. Форма представления перечня мероприятий по сокращению ограничений мощности приведена в приложении 5 к настоящим Методическим указаниям.

8.7. Указанная в п. 8.6 настоящих Методических указаний форма заполняется ежегодно при согласовании ограничений на предстоящий календарный год. При этом, в ней должны отражаться плановые мероприятия, подлежащие выполнению в течение периода, оставшегося до окончания срока, установленного согласно п. 8. настоящих Методических указаний.

8.8. Планируемые величины снижений ограничений определяются путем проведения прогнозных расчетов, исходя из условия приведения по результатам выполнения планируемых мероприятий оборудования в состояние, соответствующее его нормативным характеристикам. После окончания планируемых работ по результатам проведения натурных испытаний фактические объемы сокращения ограничений могут быть скорректированы.

8.9. Отчет о проведенных мероприятиях по сокращению и устранению ограничений установленной мощности является обязательным документом, определяющим, в том числе, величину согласовываемых ограничений.

8.10. Период контроля проведения мероприятий соответствует календарным месяцам, предшествующим месяцу подачи пакета документов для согласования ограничений на предстоящий календарный год.

8.11. Форма представления отчета о проведенных мероприятиях по сокращению ограничений мощности приведена в приложении 6 к настоящим Методическим указаниям.

8.12. В случае проведения корректировок величин ограничений на этапе месячного планирования заполненная согласно приложению 6 к настоящим Методическим указаниям форма представляется в актуализированном виде, то есть должна содержать отчет о проведенных мероприятиях за период с первого месяца, не попавшего в отчетный период при осуществлении согласования ограничений на предстоящий год, по месяц, предшествующий месяцу подачи корректировок.

8.13. Примеры заполнения формы по приложениям 5 и 6 к настоящим Методическим указаниям приведены в приложениях 7.1-7.4 к настоящим Методическим указаниям.

8.14. В случае не выполнения мероприятий по сокращению ограничений установленной мощности или не соблюдения зафиксированных в перечне мероприятий сроков их проведения, величина согласовываемых ограничений по данным причинам даже при наличии подтверждающих документов и расчетов уменьшается по каждому месяцу на прогнозную величину, приведенную в заполненной по приложению 5 к настоящим Методическим указаниям форме, вплоть до момента окончания проведения данных работ.

8.15. При не выполнении распределенных по годам работ по сокращению ограничений по одной и той же причине, объемы величин ограничений, не подлежащих согласованию, суммируются арифметически. Таким образом, при невыполнении в течение согласованного ОАО «СО ЕЭС» срока проведения мероприятий по сокращению и устранению ограничений, на дальнейшие расчетные периоды ограничения по данной причине согласовываться не будут.

9. Определение величины ограничений установленной мощности для каждой энергоустановки и ГТПГ в целом.

9.1. Суммарная величина ограничений по ГТПГ в рассматриваемом подпериоде определяется как сумма ограничений и допустимых превышений максимальной технически возможной мощности над установленной каждой из энергоустановок, входящих в состав ГТПГ.

9.2. Суммарная величина ограничений мощности по каждой энергоустановке определяется как сумма собственных ограничений энергоустановки и долей общегрупповых (общестанционных ) ограничений, приходящихся на данную установку.

9.3. Доли общегрупповых (общестанционных ) ограничений, приходящиеся на каждую энергоустановку, определяются в соответствии с п. 5.4.2 настоящих Методических указаний на основании результатов расчетов распределения тепловых нагрузок между отборами турбин, РОУ и ПВК с использованием имеющихся диаграмм режимов (и другой нормативно-технической документации ), а также результатов расчетов, выполняемых для определения величин ограничений по каждой из причин их вызывающих.

9.4. При наличии системных ограничений по группе оборудования (электростанции энергоустановками осуществляется ОАО «СО ЕЭС». При этом сама величина ограничений для каждой из энергоустановок по данной причине определяется в соответствии с п. 5.4.2 настоящих Методических указаний.

9.5. В случае если для входящей(их) в ГТПГ энергоустановки (нескольких энергоустановок ) по результатам расчетов ограничений по всем возможным причинам:

– максимальная технически возможная мощность превышает установленную мощность;

– данная энергоустановка (несколько энергоустановок ) входит в группу энергоустановок, объединенных общегрупповыми (общестанционными ) ограничениями, по результатам расчетов которых и были определены величины упомянутых превышений;

величины указанных превышений учитываются при определении суммарной располагаемой мощности данной ГТПГ в объеме, не превышающем сумму ограничений мощности по тем же самым общегрупповым (общестанционным ) причинам на оставшихся энергоустановках, входящих в подобную группу;

При заполнении форм приложений 8,9 к настоящим Методическим указаниям по энергоустановкам, на которых максимальная технически возможная мощность превышает установленную, указывается величина превышения со знаком «минус».

На основании приложений 8,9 к настоящим Методическим указаниям с учетом превышения максимальной технически возможной мощности над установленной формируются суммарные объемы общегрупповых (общестанционных ) осуществлении оперативного планирования 9.6. При оперативном планировании в случае нахождения энергоустановки (нескольких энергоустановок ), имеющей (имеющих) долю в общегрупповых и (или) общестанционных ограничениях, в плановом (неплановом) останове (холодном резерве, вынужденном простое, плановом, аварийном или неотложном ремонтах), величина располагаемой мощности данной энергоустановки (нескольких энергоустановок ), а также оставшихся в работе энергоустановок, объединенных определяется с учетом упрощенного математического перераспределения относимых на данные единицы оборудования ограничений, имеющих статус общегрупповых или общестанционных, если иное не подтверждено дополнительными расчетами с соответствующим пересчетом ограничений.

9.6.1. В случае превышения суммарной установленной мощности, сниженной на величину собственных ограничений, таких энергоустановок, находящихся в плановом (неплановом) останове, над суммарной величиной общегрупповых или общестанционных ограничений :

энергоустановок определяется как разница между вышеупомянутыми величинами, а распределение долей ограничений между ними осуществляется пропорционально их установленной электрической – Для энергоустановок, остающихся в работе, доля общегрупповых или общестанционных ограничений становится равна нулю.

9.6.2. В случае если суммарная установленная мощность, сниженная на величину собственных ограничений, таких энергоустановок, находящихся в плановом (неплановом) останове, ниже суммарной величины общегрупповых или общестанционных ограничений :

– Величина располагаемой мощности данных энергоустановок – Оставшаяся доля общегрупповых или общестанционных ограничений относится на энергоустановки, объединенные такими ограничениями и оставшиеся в работе, и распределяется между ними пропорционально их установленной электрической мощности.

10.Порядок определения расчетных исходных метеорологических данных:

относительной влажности наружного воздуха и скорости ветра.

10.1. Определение расчетной относительной влажности наружного воздуха 10.1.1. Относительная влажность – отношение парциального давления водяного пара (упругости водяного пара) e к его предельному значению E, выраженное в процентах.

10.1.2. Относительная влажность воздуха для любой задаваемой температуры наружного воздуха определяется расчетным путем по формуле:

e и Е – упругость водяного пара и ее предельное значение при данной расчетной температуре соответственно.

10.1.3. Величина упругости водяного пара при расчетной температуре определяется расчетным путем. Для этого выполняются следующие действия:

климатология» выбирается информация о среднемесячных величинах парциального давления (упругости ) водяного пара и температурах наружного воздуха для рассматриваемого региона.

10.1.3.2. Полученные данные наносятся на график зависимости упругости водяного пара от температуры наружного воздуха (пример в табл. 10.1 и на рис. 10.1) и для полученной группы точек проводится логарифмическая линия тренда, которая затем, при необходимости, линейно экстраполируется в область максимальных расчетных температур наружного воздуха.

10.1.3.3. При заданной температуре наружного воздуха по построенному графику определяется соответствующая величина e.

10.1.4. Предельная величина упругости водяного пара при расчетной температуре определяется по данным таблицы 10.2.

Рис. 10.1 Зависимость упругости водяного пара от температуры наружного воздуха.

Среднемес. темп. нар.

возд., 0С Среднемес. упруг. вод.

пара., гПа Температура, °С Температура (десятые доли градуса), °С 10.2. Определение скорости ветра на высоте 2 метров над поверхностью земли (воды).

10.2.1. Расчетная скорость ветра может быть приближенно определена по формуле:

Напечатано с сайта ОАО «СО ЕЭС» www.so-ups.ru где Vhф – среднемесячные значения скорости ветра на высоте флюгера, принимаемые по данным действующих на территории России справочников по климату или по официальным справочным данным от метеослужб.

k – коэффициент приведения скорости ветра на высоте флюгера к высоте 2 метра над поверхностью земли (воды).

10.2.2. В случае если высота флюгера указывается в действующих справочниках по климату или в официальных справочных данных от метеослужб диапазоном значений, в качестве расчетной высоты упрощенно принимается среднеарифметическая величина из приводимых 10.3. Коэффициенты приведения k определяются по универсальным зависимостям, приведенным на рис. 10.2 и 10.3.

Рис.10.2. Приведение к скорости ветра на высоте 2 м. от поверхности земли Рис.10.3. Приведение к скорости ветра на высоте 2 м. от поверхности воды 11.Расчет ограничений, связанных с обеспеченностью электрической мощности системами технического водоснабжения.

Электростанции с циркуляционными системами водоснабжения.

11.1.

11.1.1. Алгоритм расчета для электростанций с градирнями Напечатано с сайта ОАО «СО ЕЭС» www.so-ups.ru 11.1.1.1. Расчет проводится графоаналитическим методом только для подпериодов с положительной расчетной средней температурой наружного воздуха, определяемой как среднеарифметическое значение расчетных среднесуточных температур за все сутки соответствующего подпериода.

11.1.1.2. Для электростанций с турбинами типа «ПТ», «П» и «Т» расчет проводится на полный состав работающего оборудования при расчетных тепловых нагрузках отборов, расходах пара в голову турбин и конденсатор, а также исходных электрических нагрузках, приведенных в форме согласно приложению 4 к настоящим Методическим указаниям.

11.1.1.3. Для электростанций с турбинами типа «К» расчет проводится при расходах пара в голову турбины и в конденсатор, приведенных в форме согласно приложению 4 к настоящим Методическим указаниям.

11.1.1.4. Расчетный расход воды в элементах циркуляционной системы W (м3/ч) принимается на основании следующих значений:

– Суммарный номинальный расход воды через конденсаторы Суммарная производительность градирен (брызгальных бассейнов) с учетом схемы возврата охлаждающей воды после масло- и газоохладителей (далее МГО):

– Фактическая, при наличии результатов комплексных испытаний, подтверждающих данное эксплуатационное состояние. При этом, в обязательном порядке должна использоваться перестроенная по результатам данных испытаний эксплуатационная характеристика (номограмма), то есть фактическое состояние должно быть зафиксировано в нормативно-технической документации электростанции ;

удовлетворительном состоянии, либо если фактическое состояние не зафиксировано в нормативно-технической документации. При этом, в обязательном порядке расчет проводится в соответствии с паспортными данными брызгальных бассейнов – по контрольной номограмме – Суммарная производительность циркуляционных насосов с учетом схемы возврата охлаждающей воды после МГО;

циркуляционных насосов определяется в соответствии с утвержденной нормативно-технической документацией – характеристиками параллельной работы циркуляционных (учитывающими, в том числе, и ограничения по пропускной Напечатано с сайта ОАО «СО ЕЭС» www.so-ups.ru способности трубопроводов и ограничения по допустимому результатам гидравлических испытаний сроком давности проведения не более 5 лет, проведенных организацией, имеющей лицензию на осуществление такого рода испытаний, соответствующих предъявляемым требованиям, а также при отсутствии характеристик параллельной работы циркуляционных насосов суммарная производительность определяется как сумма номинальных производительностей каждого из насосов согласно паспортным данным.

– В частном случае при наличии ограничений по расходу добавочной воды, подтвержденных соответствующими документами, максимальный расчетный расход воды в циркуляционной системе определяется с учетом потерь воды в градирнях на испарение и капельный унос исходя из обеспечения материального баланса в циркуляционной системе. При этом в обязательном порядке должны быть представлены краткосрочные (не более двух лет) мероприятия по сокращению потерь воды.

11.1.1.5. Распределение гидравлической нагрузки (определенного расчетного расхода воды) между гидроохладителями может осуществляться двумя способами:

– На основании результатов натурных испытаний сроком давности проведения не более 5 лет, проведенных организацией, имеющей лицензию на осуществление такого рода деятельности, с учетом особенности схемы технического водоснабжения и расположения (удаленности ) конденсаторов от централизованной насосной станции (далее ЦНС) и градирен в сети;

– Пропорционально номинальной проектной производительности в случае отсутствия таких испытаний:

где W – расчетный расход воды в цирксистеме, м3/ч;

W i п – проектный расход воды через гидроохладитель, м3/ч;

Wi – расчетный расход воды через гидроохладитель, м3/ч;

11.1.1.6. Распределение расчетного расхода охлаждающей воды между конденсаторами может осуществляться следующим образом:

– Для схем циркуляционного водоснабжения с поперечными связями (при наличии ЦНС) – пропорционально номинальному расходу воды через конденсаторы турбин согласно паспортным Напечатано с сайта ОАО «СО ЕЭС» www.so-ups.ru где Wkj – номинальный расход охлаждающей воды через конденсатор турбины, м3/ч;

Wkj – расчетный расход охлаждающей воды через конденсатор – Для блочных схем циркуляционного водоснабжения – пропорционально подаче циркуляционных насосов;

11.1.1.7. Определяется тепловая нагрузка циркуляционной системы по формуле:

где Dкj – расход пара в конденсатор турбины, т/ч;

hj – разность теплосодержаний отработавшего пара и конденсата, ккал/кг, определяемая по справочным данным (таблицы свойств воды и водяного пара, h-s диаграммы) при нормативном давлении пара в конденсаторе и максимально допустимой влажности пара на выходе из турбины, ккал/кг.

11.1.1.8. Определяются удельная тепловая нагрузка циркуляционной системы и средневзвешенный перепад температур воды при охлаждении в гидроохладителях по формулам 11.4 и 11. соответственно :

где Fi – площадь орошения градирни (общая площадь брызгального бассейна), м2;

– удельный вес нагретой воды при ее расчетной температуре, кг/м3;

С – удельная теплоемкость воды, ккал/(кг·°С);

Для упрощения произведение C принимается равным 1, при этом величина uср подставляется в формулу 11.5 с размерностью Мкал/(м2 *ч).

11.1.1.9. Задается несколько произвольных значений температуры наружного воздуха с шагом, например, 50С в диапазоне от 00С до величины температуры, превышающей максимальную расчетную температуру наружного воздуха самого жаркого месяца.

Для задаваемых значений температур проводится расчет относительной влажности наружного воздуха, и, кроме того, определяется величина скорости ветра на высоте 2 метра от поверхности земли согласно положениям главы 10 Методических указаний.

11.1.1.10. Для электростанций, имеющих в составе одинаковые по типу и параметрам градирни (брызгальные бассейны), по рассчитанной Напечатано с сайта ОАО «СО ЕЭС» www.so-ups.ru согласно п. 11.1.1.8 настоящих Методических указаний величине удельных тепловых нагрузок для принятых в п 11.1.1.9 настоящих Методических указаний температур и расчетных значений влажности по номограммам (в качестве источников могут служить: нормативнотехническая документация электростанции, [2], [7], [6]) для определяются соответствующие значения температуры воды на выходе из градирен t2i (0С). Аналогичным образом находятся при тех же самых величинах температур и влажности значения t2i для нескольких произвольных величин удельных тепловых нагрузок, меньших определенной в п. 11.1.1.8 настоящих Методических указаний, с шагом, например, 10 Мкал/(м2 *ч).

11.1.1.11. Алгоритм определения величины t2i состоит в следующем:

– Для схемы с одинаковыми по типу и параметрам градирнями:

Для заданных значений температуры наружного воздуха, относительной влажности воздуха и величины произведения плотности орошения q (м3/м2*ч) на средневзвешенный перепад температур t (0C), численно равного величине удельных тепловых нагрузок Uср, по соответствующей для данного типа градирен номограмме определяется величина температуры охлаждающей воды на выходе из градирни (Рис. 11.1а).

Рис. 11.1а. Пример работы с номограммой градирни.

Напечатано с сайта ОАО «СО ЕЭС» www.so-ups.ru Полученная величина корректируется с учетом поправок путем их суммирования (с соответствующим знаком) с температурой охлаждающей воды на выходе из градирни. При этом учитываются только поправки на скорость ветра, а также на расчетный средневзвешенный перепад температур воды при охлаждении в гидроохладителях, определяемые по прилагаемым к номограммам кривым.

В случае если расчетная величина Uср оказалась выше максимальной по номограмме величины произведения qt, необходимо последовательно уменьшать паровые нагрузки на конденсаторы до тех пор, пока расчетная величина не окажется в рабочем поле номограммы. При этом еще до проведения расчетов появится некоторая величина ограничений по системе технического водоснабжения.

– Для схемы с различными по типу и параметрам градирнями:

Алгоритм и пример определения величины t2i для схемы с различными по типу и параметрам (расход воды через градирню, максимально допустимая средняя удельная тепловая нагрузка, площадь орошения) градирнями приведены в приложении 16 к настоящим Методическим указаниям.

– Для схемы с брызгальными бассейнами [6]:

Для заданных значений температуры наружного воздуха, относительной влажности воздуха, плотности орошения q (м3/м2*ч), определяемой как отношение часового расхода воды к общей площади брызгального бассейна, ограниченного радиусом разбрызгивания крайних сопел, средневзвешенного перепада температур t (0C), численно равного величине удельных тепловых нагрузок Uср, по номограмме для брызгального бассейна определяется величина температуры охлаждающей воды на выходе из брызгального бассейна.

Алгоритм теплового расчета брызгального бассейна приведен в [6] (п. 7.2.4).

Рис. 11.1б. Пример работы с номограммой для брызгального бассейна Напечатано с сайта ОАО «СО ЕЭС» www.so-ups.ru 11.1.1.12. По определенным в п.п. 11.1.1.10-11.1.1.11 настоящих Методических указаний для каждой из градирен (брызгальных бассейнов) значениям температуры воды на выходе из градирни t2i для каждой величины удельных тепловых нагрузок и сочетания метеорологических параметров определяется средневзвешенная температура воды после гидроохладителей.

11.1.1.13. Учет дополнительных влияющих факторов (отбор воды для технического водоснабжения МГО, учет параметров добавочной воды и пр.) для упрощения расчетов осуществляется следующим образом:

– При схеме технического водоснабжения МГО с возвратом воды на всас циркуляционных насосов, в виду незначительности воздействия температуры возвращаемой воды на общую температуру воды на входе в конденсаторы, учитывается только величина расхода воды, что актуально в случаях, когда основным фактором, ограничивающим максимальный расчетный расход воды в цирксистеме, является недостаточная производительность циркуляционных насосов.

– Величина расхода воды на МГО определяется согласно паспортным характеристикам оборудования и, в виду не учета температурного воздействия, соответствует номинальному значению. Расход воды на МГО турбин с противодавлением, газовых турбин (то есть турбин, не учитываемых в расчете водоснабжения ) также должен включаться в суммарную величину расхода воды. При этом для турбин типа Р, имеющих в расчетном подпериоде ограничения в размере полной установленной мощности в связи с отсутствием тепловых нагрузок, величина расхода воды на МГО не учитывается, а при наличии тепловых нагрузок расход принимается с учетом величины этих нагрузок.

Кроме того, не должен учитываться расход воды через находящиеся в резерве теплообменники.

– При схеме технического водоснабжения МГО с возвратом воды перед градирнями (брызгальными бассейнами), когда прошедшая МГО вода поступает в напорные водоводы и охлаждается в гидроохладителях, учет температурного воздействия также не производится, а расход воды через гидроохладители равен сумме расходов воды через конденсаторы турбин и расхода воды на – Влияние температуры подпиточной (добавочной ) воды на температуру воды в цирксистеме для упрощения расчетов не учитывается (кроме случаев, когда на электростанции имеется дефицит добавочной воды).

Напечатано с сайта ОАО «СО ЕЭС» www.so-ups.ru 11.1.1.14. Полученные в п. 11.1.1.12 настоящих Методических указаний значения заносятся в таблицу, на основании которой при фиксированных значениях температуры наружного воздуха на поле диаграммы наносятся значения Uср и соответствующие им значения t2св, то есть осуществляется построение зависимости t2 = f (uср, ), состоящей из изолиний постоянных температур.

11.1.1.15. Целью дальнейшего расчета является определение максимально допустимых значений температуры охлаждающей воды по каждому турбоагрегату, при превышении которых на турбоагрегатах появляются ограничения паровой нагрузки и, соответственно, электрической мощности.

Проверка осуществляется по следующим критериям:

– по условиям предельно допустимого давления отработавшего пара в конденсаторах турбин р2 = 12 кПа (0,12 кгс/см2), tпр" = 49,1°С (данные параметры установлены для большинства турбин). Также возможны и другие ограничивающие значения давлений отработавшего пара (например, для турбоагрегатов среднего давления, с ухудшенным вакуумом и др.). В частных случаях, в зависимости от схемы, возможен критерий по максимально допустимому значению температуры охлаждающей воды по техническим условиям работы фильтров БОУ t = 40,0 °C.

– по техническим условиям эксплуатации МГО t2св 33 °C. Данное условие не учитывается в случаях, когда охлаждение МГО производится от постороннего источника охлаждающей воды.

11.1.1.16. Алгоритм определения предельных значений (построения линии ограничений ) по условиям достижения предельно допустимого давления отработавшего пара в конденсаторах турбин и эксплуатации МГО состоит в следующем:

Задаемся несколькими произвольными значениями температуры воды перед конденсаторами t2св.

Для каждой турбины при каждом задаваемом значении t2св определяем температуру насыщенного пара в конденсаторе по формуле:

В формуле (11.7):

tpkj – нагрев воды в конденсаторе турбины, определяемый по формуле:

согласно п.п. 11.1.1.2 и 11.1.1.3 настоящих Методических определенный в п. 11.1.1.6 настоящих Методических Напечатано с сайта ОАО «СО ЕЭС» www.so-ups.ru hj – разность теплосодержаний отработавшего пара и конденсата при нормативном давлении пара в конденсаторе и максимально допустимой влажности пара на выходе из t j – температурный напор конденсатора, °С.

действующей нормативно -технической документации электростанции ).

Дополнительные поправки на фактическое состояние конденсатора, не учтенные в имеющейся на электростанции нормативно-технической документации, в расчете учитываться не должны.

Пример работы с характеристикой конденсатора представлен на Рис. 11.2. Пример определения температурного напора по характеристике конденсатора.

Напечатано с сайта ОАО «СО ЕЭС» www.so-ups.ru Каждый конденсатор представлен набором характеристик, построенных при различных значениях расчетного расхода воды через конденсатор и площадях поверхности охлаждения.

Для определения температурных напоров конденсаторов необходимо использовать характеристику, построенную для соответствующей площади поверхности и расхода воды, наиболее приближенного арифметически к расчетному расходу воды Wkj, полученному в п. 11.1.1.6 настоящих Методических указаний.

После выбора характеристики по каждой турбине на основании имеющейся расчетной величины расхода пара в конденсатор для каждого из задаваемых значений t2св определяется температурный напор конденсатора.

По полученным по формуле (11.7) значениям температуры насыщения строится график зависимости t н = f ( t 2 ), на который также наносится граничная линия, соответствующая величине tн" = tпр" = 49,1°С (или другой ограничивающей величине).

По графику определяем для каждой турбины в точке пересечения линии зависимости t н = f ( t 2 ) с граничной линией (49,1°С или другая величина) значения t2св, которые являются для каждой турбины граничными точками, указывающими на то, что при превышении температуры охлаждающей воды на входе в конденсатор относительно этой величины t2св необходимо снижать расход пара в конденсатор, а соответственно, при заданных тепловых нагрузках, и расход свежего пара в голову турбины, что приведет к соответствующему снижению электрической мощности (появлению ограничений ). По новым расчетным значениям t2св (расчетными значениями t2св для каждой из турбин далее являются полученные точки перегиба для всех турбин и точка t2св =330С) для каждой турбины осуществляется расчет по формуле (11.7) новых значений tн". Кроме того, для каждой турбины определяются значения t”н, соответствующие t2св =330С (по условиям эксплуатации МГО).

Для каждой турбины по полученным значениям t2св (расчетными значениями t2св для каждой из турбин далее являются полученные точки перегиба для всех турбин и точка t2св =330С), t”н (включая величину t”н, соответствующую t2св =330С) определяются допустимые величины расходов пара в конденсатор путем расчета коэффициентов снижения паровой нагрузки конденсатора по формуле:

где tпр" = 49,1°С (или другой ограничивающей величине).

По полученным коэффициентам определяем допустимый расход коэффициентах j 1, Dkj=Dpkj. Поскольку принимавшиеся в качестве Напечатано с сайта ОАО «СО ЕЭС» www.so-ups.ru исходных данных величины Dpkj (а, следовательно, расходы в голову турбин и электрическая нагрузка) соответствовали максимальным технически возможным значениям, электрическая нагрузка может превышать величину установленной мощности для турбин типа «ПТ» и «Т»).