РАСЧЕТ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО ПОДОГРЕВА ВОЗДУХА НА ТЭЦ

РТМ 108.030.09—81

Издание официальное

УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ указанием Министерства энергетического машиностроения от 17.08.81. № ЮК-002/6393

ИСПОЛНИТЕЛИ:

НПО цкти Л. Е. АПАТОВСКИИ, канд. техн. наук (руководитель темы); В. А. ХАЛ У П 0-ВИЧ, канд. техн. наук (руководитель темы); В. А. ПАВЛОВА ВТ И им. Ф. Э. Дзержинского В. А. ЛОКШИН, д-р техн. наук; В. Н. ФОМИНА, канд. техн. наук

©Научно-производственное объединение по исследованию и проектированию энергетического оборудования им. И. И. Ползунова (НПО ЦКТИ), 1982.

Стр. 14 РТМ 108.030.09—81

q₅ —потери теплоты во внешнюю среду, %;

с_а — объемная теплоемкость воздуха при 0°С и 1013,2 гПа, кДж/ (м³-°С);

V₀ — объем теоретически необходимого воздуха для сжигания 1 кг топлива при 0°С и 1013,2 гПа, м³/кг. Величина Д*_Вент_t находится по формуле

2.78 (С„т, + 273) //_ве„_т-Ю-⁴ 'Пвеит

где А/_Вент — перепад давлений, Па;

7j_BeHT — КПД вентилятора, %;

^вент —температура воздуха за вентилятором, °С.

При наличии рециркуляции горячего воздуха на всас дутьевого вентилятора среднюю на £-м режиме температуру воздуха на входе в калориферную установку следует определять по формулам:

?вс^Свс (^нар_/ 4"    4'    f*peu^cr.B^r.B

^вп^в.ср

Г - В' -Г

ВП ^ГВС ’

^где Кп' ^вс' ^_Рец — отношения действительных расходов воздуха к теоретически необходимым соответственно на входе в воздухоподогреватель, перед дутьевым вентилятором и на линии рециркуляции; c;„_f с'_вс, с_гв — удельные теплоемкости указанных потоков воздуха, кДж/(кг*°С).

При введении предварительного подогрева воздуха отборным паром на действующем блоке (калориферы расположены на напорной стороне дутьевого вентилятора)

Г =J + М ,

в.ср^ вс^ ¹ вент*

где /вс_/ — средняя на /-м режиме температура воздуха на всасывающей стороне дутьевого вентилятора (с учетом и t_q при

фактическом состоянии теплоизоляции на котле, подогрева морозного воздуха в системе вентиляции станции и возврата теплоты с воздухом, охлаждающим балки).

При наличии рециркуляции горячего воздуха на всас дутьевого вентилятора среднюю температуру на i-м режиме следует определять по формулам:

,    Pbc^bc^bCj    ^рец^сг.в^г.в

^вср/ ГГ+в Vc

\ntc ^г • peiw в.ср

В' =В' +8    .

*вп ^гвс ¹ “реи

2.3.3.1. Расход топлива на энергоустановку при огневом предварительном подогреве воздуха вычисляется по формуле

^бр^бр ~Т~ Фотп

t-vv <?г\    -    у;™    +    qt:    -    s

v_y у& /    ^„^р(„г„) - уГ + Ух™ - 2 Уп°о"

УГ

рЕ,„г„) + ^^Гв^Н-2Сот

где Q°™—количество теплоты, поступающей с воздухом для сжигания топлива в огневом подогревателе, кДж/кг; — потери теплоты с уходящими газами, отнесенные к 1 кг топлива, сжигаемого в огневом подогревателе, кДж/кг;

QP(orH) — низшая теплота сгорания топлива, сжигаемого в огневом подогревателе, кДж/кг;

Qorn — количество теплоты топлива, сгоревшего в устройстве

огневого подогрева на выходе из него, кДж/кг;

V доп. — потери теплоты в огневом подогревателе на 1 кг топлива, кДж/кг;

Q£^rH — количество теплоты, подведенной к воздуху в огневом подогревателе, на 1 кг топлива, сжигаемого в котле, кДж/кг.

2.3.4. При определении тепловой эффективности предварительного подогрева воздуха циркуляционной водой конденсатора расход топлива следует определять по формуле

в, =-^рДр,- + в™, Ушфк,. _{)    (30)}

^где Фцирк. — количество теплоты циркуляционной воды, переданной воздуху, кДж/ч;

Q_B'—общее количество теплоты, переданной воздуху вне котельной установки и отнесенной к 1 кг топлива, кДж/кг.

Удельный расход теплоты на выработку электроэнергии для этого варианта должен учитывать подогрев воздуха теплотой пара регенеративных отборов турбины (если он имеет место), как это показано в формулах (13), (17), (18), (21).

PTM 108.030.09—81 Стр. 17

ПРИЛОЖЕНИЕ 1 Справочное

РАСЧЕТ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОСНОВНЫХ СХЕМ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО ПОДОГРЕВА ВОЗДУХА (пример расчета) *

I. РАСЧЕТ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО ПОДОГРЕВА ВОЗДУХА ПРЯМЫМ КОНДЕНСАТОМ ТУРБИНЫ ДЛЯ ЭНЕРГОБЛОКА С ТУРБИНОЙ Т-250/300-240 (ПО СРАВНЕНИЮ С ВАРИАНТОМ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО ПОДОГРЕВА ВОЗДУХА ПАРОМ)

1Л. Краткое описание схемы рассматриваемого варианта (вариант 2)

Энергоблок состоит из турбины Т-250/300-240, котла Пп-1000/255 ГМ (ТГМП-314). Схема включения калориферов в тепловую схему энергоблока представлена на чертеже. Конденсат после ПНД (перед деаэратором) отбирается на калориферы. После калориферов конденсат с помощью насоса подается в тракт низкого давления перед подогревателем № 1 (П1). Таким образом, для подогрева воздуха используется теплота пара, отбираемого из турбины на подогреватели П5, П4, ПЗ, П2 и П1. Давление используемых отборов изменяется в зависимости от режимов работы оборудования.

1.2. Описание объекта сопоставления (вариант 1) и характеристики сопоставляемых вариантов

1.2.1.    В качестве объекта сопоставления принимается вариант подогрева воздуха паром, отбираемым из турбины на подогреватель № 5 (П5). Подогрев осуществляется в паровых калориферах.

1.2.2.    В качестве основных расчетных режимов работы турбоустановки приняты:

зимний режим — с вентиляционным расходом пара в конденсатор, отпускаемой теплотой Q_OTn=1326 МДж/ч (при максимуме отопительной нагрузки), Nr*_Ро = 232,04 МВт;

летний режим — без отопительной нагрузки, с максимальным пропуском пара в конденсатор, электрической мощностью Na_p — = 300,72 МВт и Q_OTn = 0;

осенне-весенний режим — с частичным пропуском пара в конденсатор (G_K = 188 т/ч), высокой электрической нагрузкой 273,3 МВт и отпускаемой теплотой Q_orn= 1020,7 МДж/ч.

Исходные данные по регенеративной схеме на различных режимах для варианта без предварительного подогрева воздуха представлены в табл. 1.

1.2.3.    Продолжительность использования блока в зимнем режиме принята равной 4000 ч, в осенне-весеннем 850 ч и в летнем режиме 1900 ч. Общая продолжительность использования блока в году 6750 ч.

* Примеры расчета носят иллюстративный характер.

2 Заказ 215

т

----

PMj cai mj    | -77    I

_ _J    '    Конденсатор

'Г&*:l I¹    I

___

Группа Е21

РУКОВОДЯЩИЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ МАТЕРИАЛ

РАСЧЕТ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО ПОДОГРЕВА ВОЗДУХА НА ТЭЦ 2 1

РТМ 108.030.09-81 Введен впервые

---

Таблица 1 Номера подогревателей

Наименование показателя П5 П4 ПЗ П2 П1 1. Режим конденсационный Расход пара на подогреватель Dn, т/ч 13 17,7 31,5 21,1 31,1 Энтальпия отбираемого пара in, кДж/кг 3059,7 3289.5 2873,4 2731,5 2641,4 Давление пара, отбираемого на подогреватель, ротб, МПа 0,533 0,318 0,206 0,0882 0,0454 Энтальпия конденсата на выходе из подогревателя qHy кДж/кг 651 569,8 508,7 402,8 331,6 Температура насыщения греющего пара /нас, °с 154,3 135,5 121,3 96,2 79,3 Температура воды на выходе из подогревателя t'\ °С 149,3 130,5 116,3 91,2 74,6 Энтальпия воды на выходе из подогревателя q", кДж/кг 629,7 551 488,2 382,2 311,1 Использованный перепад теплоты до отбора Лисп, кДж'кг 849,9 955 1036,2 1178,2 1266,5 2. Режим вентиляционный Расход пара на подогреватель D„, т'ч 15,8 22,8 6,4 9,5 — Энтальпия отбираемого пара /п, кДж/кг 3045,9 2928,2 2806,8 2752 — Давление пара, отбираемого на подогреватель, ротб, МПа 0,498 0,272 0,141 0,138 — Энтальпия конденсата на выхода из подогревателя qк, кДж/кг 639,3 547,2 459,3 412,8 Температура насыщения греющего пара /нас, °С 151,7 130,2 109,5 98,8 — Температура воды на выходе из подогревателя °С 146,7 125,2 101,5 93,5 — Энтальпия воды на выходе из подогревателя q'\ кДж'кг 618 526,3 438,8 392,7 — Использованный перепад теплоты до отбора Лисп, кДж'кг 867,9 982,2 1103,6 1200,3 — 3. Режим конденсационный с теплофикационной выработкой Расход пара на подогреватель Dn> т/ч 21,2 23,1 32,1 6,6 — Энтальпия отбираемого пара /п, кДж/кг 3143 2945 2807,2 2612,1 — Давление пара, отбираемого на подогреватель, ротб, МПа 0,515 0,236 0,114 0,0257 — Энтальпия конденсата на выходе из подогревателя </к> кДж/кг 644,97 527,74 431,87 274,65 — Температура насыщения греющего пара /нас, °С 152,9 125,6 103 65,5

2*

г—доля отчислений на текущий ремонт и общестанционные расходы;

yV_p> — располагаемая мощность турбоустановки на /-м режиме, кВт;

yV_c.„. — расход энергии на собственные нужды на /-м режиме, кВт; S — заводская себестоимость оборудования, узла, руб.;

//р — норма рентабельности, %;

Ц — иена, руб.;

ДАТ — изменение затрат на материалы, руб.; п_и — норматив на исчисление прибыли при изменении затрат на материалы, %;

п_т — норматив на исчисление прибыли при изменении трудозатрат, %;

/VP — мощность турбоустановки, брутто, кВт;

О —расход пара номинальный, т/ч;

7^ — коэффициент полезного действия;

Qp — низшая удельная теплота сгорания топлива, отнесенная к ^н его рабочей массе, кДж/кг;

Qp — располагаемая теплота на 1 кг топлива, кДж/кг; а—доля отчислений на амортизацию;

Q' — количество теплоты, подводимой к воздуху вне котла, в расчете на 1 кг топлива, кДж/кг;

Q — количество теплоты, отпускаемой от турбины потребителям на отопление и производственные нужды, кДж/ч;

Q_K — количество теплоты, направляемой в конденсатор, кДж/ч; <7бр/ — удельный расход теплоты на выработку электроэнергии на I-м режиме, брутто, кДж/(кВт-ч);

Уконм — удельный расход теплоты на конденсационную выработку на f-м режиме, кДж/(кВт-ч); b — удельный расход топлива, кг/(кВт-ч);

— температура уходящих газов за воздухоподогревателем, °С.

2. РАСЧЕТ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО ПОДОГРЕВА

2.1.    Общие методические положения

2.1.1.    Для предотвращения низкотемпературной коррозии и загрязнения воздухоподогревателей котлов, а также в целях повышения экономичности ТЭЦ на органическом топливе целесообразно применять предварительный подогрев дутьевого воздуха.

2.1.2.    Выбор рациональной схемы предварительного подогрева дутьевого воздуха и определение ее оптимальных характеристик должны производиться на основе технико-экономических расчетов и сопоставлений. Пример расчета эффективности предварительного подогрева воздуха приведен в справочном приложении 1.

Основные способы предварительного подогрева воздуха указаны в справочном приложении 2.

2.1.2.1. Сопоставление вариантов должно, как правило, производиться при одинаковых условиях обеспечения бескоррознонной

PTM 108.030.09—81 Стр. 3

работы воздухоподогревателя и газоходов котла. В противном случае необходимо учитывать дополнительные затраты на обеспечение в вариантах одинакового уровня допустимой коррозии или величину ущерба для варианта с худшими условиями работы.

2.1.3.    Сравниваемые варианты необходимо приводить к одинаковому количеству отпускаемой электрической и тепловой энергии (см. п. 2.2).

2.1.4.    При проектировании новых энергоустановок варианты с предварительным подогревом воздуха и без него должны сопоставляться в оптимальных для каждого варианта условиях с учетом рекомендаций норм теплового расчета котельных установок. При этом, в частности, должен производиться выбор оптимальных характеристик котла (температуры уходящих из котла газов, температурных напоров в поверхностях нагрева, температуры предварительного подогрева воздуха и др.).

При модернизации действующих объектов значения параметров могут определяться специфическими условиями объекта.

2.1.5.    В случае отказа от предварительного подогрева воздуха теплотой пара, отбираемого из турбины (паром, конденсатом или сетевой водой), и использования при модернизации вместо него других видов подогрева воздуха (теплотой продуктов сгорания топлива или с помощью посторонних источников теплоты) необходимо учитывать увеличение затрат на топливо из-за повышения удельного расхода теплоты по турбоустановке, связанного с вытеснением регенерации тепла в цикле.

2.1.6.    В качестве критерия при сопоставлении вариантов следует принимать величину приведенных затрат:

З_пр=С+рК,    (1)

где р — нормативный коэффициент эффективности, равный 0,15 руб/(руб-год).

2.1.7.    Сравнительная эффективность вариантов может быть рассчитана по формуле

\З_пр = ±С + р1К.    (2)

2.1.8.    Изменение текущих затрат при сопоставлении вариантов определяется по формуле

АС = ДС_ТЛ + ДС_а + ДСт.р + ДСз.п + ДС_Э ДС_тепл,    (3)

где ДС_ТЛ, ДСа,

ДСт.р, ДСз.п — соответственно изменение годовых затрат на топливо, амортизацию, текущий ремонт, заработную плату, руб/год;

ДС_Э — изменение затрат на замещаемую энергию, связанное с различными затратами энергии на собственные Нужды энергоустановки и неодинаковой располагаемой мощностью по вариантам, руб/год;

АС_Тепл — изменение постоянной составляющей затрат на замещаемую тепловую энергию, связанное с неодинаковой располагаемой выработкой теплоты по вариантам, руб/год.

2.1.9. Изменение затрат на топливо для энергоустановок ТЭЦ с учетом изменяющихся режимов работы определяется по формуле

где и В^ —часовые расходы натурального топлива для сравниваемых вариантов на t-м режиме (вариант 1 принимается за базовый), т/ч.

2.1.10.    Изменение затрат на амортизацию принимается по действующим нормативам.

2.1.11.    Затраты на текущий ремонт должны приниматься по действующим нормативам. В обоснованных случаях затраты на текущий ремонт (для вариантов, требующих более частых ремонтов) могут быть увеличены для приведения вариантов к одинаковой работоспособности.

2.1.12.    Затраты на заработную плату учитываются по действующим нормативам в тех случаях, когда варианты отличаются количеством обслуживающего персонала.

2.1.13.    Особенности определения изменений затрат ДС_Э и АС_теПл, связанных с приведением вариантов к одинаковому энергетическому эффекту, изложены в п. 2.2.

2.1.14.    Изменение капитальных вложений может быть рассчитано по формуле

Д^ = Д^_{о6 +} Д^_{м +} Д^тр,    (5)

где Д/С₀б — изменение капитальных затрат на оборудование и монтаж, руб.;

^^зам — изменение капитальных затрат на оборудование на данной электростанции, связанное с приведением вариантов к одинаковому количеству отпускаемой электрической и тепловой энергии, руб.;

Д/Сстр — изменение капитальных затрат на строительную часть, руб.

Особенности учета Д/(д®_м в рассматриваемых вариантах показаны в п. 2.2.

2.1.15.    Изменение капитальных затрат на оборудование должно определяться по ценам на оборудование.

2.2. Особенности режимов работы ТЭЦ и приведение вариантов к единому энергетическому эффекту

2.2.1. В связи с увеличением удельного расхода пара при осуществлении предварительного подогрева воздуха теплотой пара, отбираемого из турбины, а также в связи с различными расходами

PTM 108.030.09—81 Стр. 5

энергии на собственные нужды энергоустановки сопоставляемые варианты необходимо привести к одинаковому энергетическому эффекту. При этом следует учитывать особенности работы оборудования в различных вариантах.

2.2.1.1.    При реализации варианта с предварительным подогревом воздуха на проектируемом оборудовании (когда тот или иной способ закладывается в проекты оборудования и ТЭЦ в целом) с самого начала можно обеспечить условия, при которых изменение постоянной составляющей затрат на замещаемую тепловую энергию (Л Степ л ) равно нулю.

Изменение затрат на замещаемую электроэнергию следует при этом определять по формуле

т

Л с_э = С_т._с V ДЛ^я, -(р + _а + г) (Л N_Pj - Д/Ve.H.) /С*_уд. (6)

где С_т.с — стоимость топливной составляющей себестоимости электроэнергии, руб/(кВт*ч);

К*_х —удельные капиталовложения на замещаемую мощность, руб/кВт.

В качестве /-го режима следует принимать режим, совпадающий с наиболее напряженным периодом работы энергосистемы, при котором недоотпуск энергии приводит к необходимости сооружения дополнительной мощности.

2.2.1.2.    При сооружении установок предварительного подогрева воздуха на работающем оборудовании или на спроектированном оборудовании, проектная документация которого не подлежит пересмотру, для решения вопроса о методе приведения вариантов к одинаковому энергетическому эффекту следует выполнить анализ характеристик оборудования ТЭЦ, позволяющий выявить узкие места на каждом из расчетных режимов работы. Возможны следующие особенности работы оборудования.

Турбогенератор или трансформатор не допускает выработки и преобразования дополнительной мощности. При этом потенциальные возможности теплосилового оборудования по увеличению мощности не могут быть реализованы.

Если возможен пропуск дополнительного количества пара через ЦВД турбины, то на режимах с конденсационной выработкой электроэнергии подогрев воздуха теплотой пара, отбираемого из турбины, не приводит к изменению мощности, так как уменьшение мощности ЦНД турбины компенсируется дополнительным потоком пара через ЦВД и ЦСД турбины. В этом случае второй член в формуле (6) отсутствует, а величина ДС_теПл в формуле (3) равна нулю.

Аналогичным образом следует приводить варианты к одинаковому энергетическому эффекту на этих режимах, если невозможен пропуск через ЦВД турбины дополнительного количества свежего пара при предварительном подогреве воздуха в схемах с вытесне-

Стр. 6 РТМ 108.030.09—81

нием регенерации. При отсутствии вытеснения регенерации реализация предварительного подогрева воздуха за счет теплоты пара, отбираемого из турбины, приводит либо к уменьшению мощности, либо к ограничению отпуска теплоты. В первом случае для приведения вариантов к одинаковому энергетическому эффекту следует использовать формулу (6), а во втором — постоянную составляющую затрат по замещаемой установке ЛС_тепл> определяемую по формуле

ДС_тепл = - {р + а + г) К\_я Д<3_0ХП,.    (7)

где Ку_Л — удельные капитальные затраты на замещаемую тепловую энергию, руб/кДж.

На максимальном по мощности режиме с вентиляционным расходом пара в конденсатор предварительный подогрев воздуха теплотой пара, отбираемого из турбины, приводит к уменьшению количества отпускаемой теплоты. При этом, если пар, теплота которого используется для подогрева воздуха, имеет более высокое давление, чем вытесняемый отбор пара, то при невозможности дополнительного пропуска свежего пара и вытеснения отборов на подогреватели высокого давления (ПВД) располагаемая мощность турбины также несколько уменьшается. В данном случае приведение вариантов к одинаковому энергетическому эффекту следует производить по формулам (6) и (7). При неизменной мощности второй член в формуле (6) приравнивается к нулю.

Турбогенератор и трансформатор допускают реализацию дополнительной мощности.

Если возможен пропуск дополнительного расхода пара через головную часть турбины, то на конденсационном режиме с предельным расходом пара через последнюю ступень предварительный подогрев^воздуха теплотой пара, отбираемого из турбины, приводит к увеличению располагаемой мощности. Приведение вариантов к одинаковой отпускаемой’мощности в этом случае следует производить по формуле (6).

При невозможности пропуска дополнительного количества свежего пара и наличии возможности ограничения регенерации мощность энергоустановки также увеличивается за счет работы пара на участке от вытесняемого регенеративного отбора до точки отбора пара, теплота которого используется в калорифере. Это следует учитывать по формуле (6). При отсутствии возможности увеличения расхода свежего пара и вытеснения регенерации в варианте с регенеративным подогревом воздуха мощность уменьшается.

На режиме с вентиляционным расходом пара в конденсатор при невозможности пропуска дополнительного количества свежего пара и вытеснения регенерации предварительный регенеративный подогрев воздуха приводит к уменьшению отпуска теплоты. Мощность увеличивается при использовании для подогрева воздуха теплоты пара с давлением ниже, чем давление вытесняемого отбора, и

PTJVV 108.030,09—81 Стр. 7

уменьшается при обратном соотношении. Если на этом режиме вытеснение регенерации оказывается возможным, то мощность турбины при той же тепловой нагрузке увеличивается, и варианты следует приводить к единому энергетическому эффекту по формуле (6).

На режиме с теплофикационной и конденсационной выработкой при невоаможности пропуска дополнительного количества свежего пара и наличии возможности вытеснения регенерации мощность энергоустановки увеличивается, что следует учитывать по формуле (6).

Если вытеснение регенерации невозможно, то уменьшается либо мощность турбины, либо отпуск теплоты и мощность в зависимости от давления пара, теплота которого используется для подогрева воздуха.

При отсутствии достоверных данных по удельным показателям замещаемых установок допускается приведение вариантов к единому энергетическому эффекту по замещающим затратам на электроэнергию. В этих случаях для /-го режима второе слагаемое формул (12) и (22) и третье слагаемое формулы (20) приравниваются к нулю.

Если на ТЭЦ имели место затраты, связанные с увеличением отпуска тепловой или электрической энергии (например, затраты на модернизацию котла с целью увеличения его паропроизводи-тельности), то они учитываются по формуле (5) с помощью вели-чины А/С₃°_а⁶м.

2.3, Методика расчета изменения тепловой экономичности

2.3.1.    Определение изменения тепловой экономичности энергоустановок с предварительным подогревом воздуха теплотой пара, отбираемого из турбины, следует производить с учетом особенностей режимов их работы.

2.3.1.1.    Для определения затрат на топливо расход топлива на энергоустановку ТЭЦ, оборудованную предварительным регенеративным подогревом воздуха, определяется по следующей формуле: ^{3 4}

Для установок, оборудованных разомкнутыми пылесистемами, значения г\_ку и QJ определяются по «сушонке» с последующим пересчетом на натуральное топливо по нормам теплового расчета котлов.

При существенном различии в расходах топлива на пуски и остановы, вызванном спецификой сопоставляемых вариантов, изменения этих расходов необходимо учитывать в формуле (3) введением отдельной составляющей. Расчеты расходов топлива и изменения экономичности по приведенным в настоящем РТМ формулам необходимо производить с точностью до четвертой значащей цифры.

2.3.1.2.    Формула (8) может быть использована при определении расходов топлива для вариантов с предварительным подогревом воздуха и без него для ряда режимов работы оборудования. Для режимов, при которых изменяется располагаемая мощность или количество отпускаемой теплоты по вариантам, формула (8) видоизменяется в соответствии с п. 2.3.1.3.

2.3.1.3.    При определении удельного расхода тепла на выработку электроэнергии следует учитывать особенности работы оборудования, которые могут иметь место.

Оборудование позволяет выработать в котле и пропустить через ЦВД турбины дополнительное количество свежего пара, необходимое для обеспечения регенеративного подогрева воздуха. При этом целесообразно рассмотреть следующие режимы:

— режим максимального использования теплофикационных и производственных отборов при вентиляционном расходе пара в конденсатор. В этом случае за счет пропускаемого через ЦВД турбины дополнительного количества пара, необходимого для регенеративного подогрева воздуха, до точки отбора его на калориферы мощность турбины увеличивается. Удельный расход теплоты на выработку электроэнергии следует определять по формуле

где    —удельный расход теплоты на выработку электроэнер-

⁴ гии на 1-м режиме в исходном случае (без предварительного подогрева воздуха), кДж/(кВт⁴ч);

А/_6р —мощность турбины в исходном случае (без предвари-⁴ тельного подогрева воздуха) на i-м режиме, брутто, кВт;

ДА^бр_/ — дополнительная мощность на i-м режиме за счет выработки электроэнергии потоками пара, используемого для подогрева воздуха, кВт.

Примечание. Здесь и в дальнейшем все значения с индексом «О» относятся к вариантам без предварительного подогрева воздуха.

1

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

З_пр — приведенные затраты, руб/год;

С — текущие затраты, руб/год;

К — капитальные вложения, руб.; р — нормативный коэффициент эффективности;

Л — изменение величины;

З_тл— замыкающие затраты на топливо при Qp =29 230кДж/кг

^нусл

(7000 ккал/кг), руб/т;

В — расход топлива, т/ч;

т — число характерных режимов;

п_л — продолжительность /-го режима, ч/год;

З_э— замыкающие затраты на электроэнергию, руб/(кВт*ч); З_тепл— замыкающие затраты на тепловую энергию, руб/(ГДж/ч);

2

Указанием Министерства энергетического машиностроения от 17.08.81 № ЮК-002/6393 срок введения установлен

с 01.07.82

Решением Главтехуправления Минэнерго СССР от 08.06.81 распространен на предприятия Минэнерго СССР

Настоящий руководящий технический материал (РТМ) распространяется на теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), работающие на органическом топливе.

РТМ устанавливает методику определения экономической эффективности для сопоставления вариантов установок предварительного подогрева воздуха на ТЭЦ.

3

где Noр — мощность энергоустановки, брутто, кВт;

Лк.у—КПД котла, отнесенный к располагаемому количеству теплоты топлива (QjJ) и определяемый в соответствии с нормами теплового расчета котлов, в долях;

Лт.п—КПД теплового потока, учитывающий потери теплоты в трубопроводах, в долях;

4

тл — физическое тепло топлива; учитывается в случаях, когда температура топлива существенно выше нуля, и при разомкнутых пылесистемах или подогреве топлива от постороннего источника, кДж/кг.