РТМ 24.030.50-75
Расчет эффективности предварительного подогрева воздуха на электростанциях

РАСЧЕТ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО ПОДОГРЕВА ВОЗДУХА НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ

РТМ 24.030.50-75

Издание официальное

РАЗРАБОТАН Центральным научно-исследовательским и проектно-конструкторским котлотурбинным институтом им. И. И. Ползу нова

Директор

Заведующим базовым отраслевым отделом стандартизации Заведующий отделом разработки и освоения новых энергетических блоков и установок Руководители работы:

Исполнители:

Всесоюзным Теплотехническим институтом им. Ф. Э. Дзержинского

Директор

Заведующий котельным отделением Руководители работы:

СНЕСЕН Центральным научно-исследовательским и проектноконструкторским котлотурбинным институтом им. И. И. Ползу-нова

Директор    Н.    М.    МАРКОВ

Заведующий базовым отраслевым отделом стандартизации    К.    А. СУПРЯДКИН

ПОДГОТОВЛЕН К УТВЕРЖДЕНИЮ Главным управлением атомного машиностроения и котлостроения

Главный инженер    В.    Д.    ЗОРИЧ    ЕВ

УТВЕРЖДЕН Министерством тяжелого, энергетического и тран спортного машиностроения

Заместитель министре

Группа Е21

руководящий технический матер и а л

РАСЧЕТ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО ПОДОГРЕВА ВОЗДУХА НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ

Указанием Министерства тяжелого, энергетического и транспортного машиностроения от 20 мая 1976 г. № ПС-062/6294 введен как рекомендуемый.

Решением Главтехуправления Минэнерго СССР от 14.10.76 распространен на предприятия Минэнерго СССР

Настоящий руководящий технический материал (РТМ) распространяется на конденсационные паротурбинные энергетические установки, работающие на органическом топливе и оборудованные различными схемами предварительного подогрева воздуха, подаваемого в котельные агрегаты.

РТМ составлен на основании обобщения работ ЦКТИ, ВТИ, ВГПИ «Теплоэлектропроект», института «Промэнергопроект», ОРГРЭС, МЭИ, ЗиО, выполненных в последние годы (l—28].

Данный РТМ конкретизирует общую методику определения экономической эффективности [29, 30] для сопоставления вариантов установок предварительного подогрева воздуха.

На основании изложенного в РТМ метода расчета может быть определена сравнительная экономическая эффективность различных способов предварительного подогрева воздуха, а также произведен выбор оптимальных характеристик для каждого варианта.

I. ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

1.1. Условные обозначения Зц_Р —приведенные затраты, руб/г;

С — текущие затраты, руб/г;

К — капитальные вложения, руб;

Стр. 2 РТМ 24.030.50—75

Р — нормативный коэффициент эффективности;

Д ~ изменение величины;

З_тл --замыкающие затраты на топливо, руб/т при Qj = = 7000 ккал/кг;

В — расход топлива, кг/ч; щ — количество характерных режимов;

п — число часов использования установленной мощности, ч/г; 3₉—замыкающие затраты на электроэнергию, руб/(кВт*ч); jV_p — располагаемая мощность установки, кВт; iV_c„ - мощность собственных нужд установки, кВт;

S — заводская себестоимость оборудования узла, руб; я_р — норма рентабельности, %; ц — цена, руб;

ДЖ — изменение затрат на материалы, руб;

ДТ — изменение трудозатрат, руб;

п_и — норматив на исчисление прибыли при изменении затрат на материалы, %; п_х — норматив на исчисление прибыли при изменении трудозатрат, %;

/V — мощность блока, кВт;

G₀ — расход пара номинальный, т/ч;

yj — коэффициент полезного действия;

Qp—низшая теплота сгорания на рабочую массу, ккал/кг;

Qp — располагаемое тепло на 1 кг топлива, ккал/кг;

Q' — тепло пара, подводимое к воздуху в расчете на 1 кг топлива. ккал/кг;

д^{т у} —удельный расход тепла по турбоустановке, ккал/(кВт* ч) ; Ь —удельный расход топлива, кг/(кВт*ч);

$_в—средневзвешенный коэффициент энергоценности тепла пара, использованного для подогрева воздуха;

;_эк — средневзвешенный коэффициент энергоценности тепла пара, вытесняемого экономайзером;

С?_Кф —тепловосприятие калориферов, ккал/ч;

Оэк —тепловосприятие дополнительного экономайзера, ккал/ч; а—коэффициент предварительного подогрева воздуха;

<7в —доля воздуха, нагреваемого в калориферах;

Реп —отношение действительного количества воздуха на входе в воздухоподогреватель к теоретически необходимому;

/_в — энтальпия воздуха, ккал/кг;

/_ух — энтальпия уходящих из котла газов, ккал/кг;

1_ТЛ — физическое тепло топлива, ккал/кг; t—температура воздуха и воды, °С;

•) —температура газов, °С; k_Qt — коэффициент использования тепловыделений котельной; — потеря тепла от наружного охлаждения в котельном агрегате, %;

PTM 24.036.50—75 Стр. 3

с_в — объемная теплоемкость воздуха, ккал/(кг«м³) при 0°С и 760 мм вод. ст.;

V^го — теоретический объем сухого воздуха, необходимого для полного сгорания 1 кг топлива, м³/кг при 0°С и 760 мм вод. ст.;

Нпеп — полный напор вентилятора, кгс/см²; а_уж — коэффициент избытка воздуха в уходящих из котла газах;

рогн — тепло газов топлива, сгоревшего в устройстве, на выходе из него, ккал/кг.

1.2. Сокращения и индексы

РВП — регенеративный воздухоподогреватель;

Г1НД — подогреватель низкого давления; пр — приведенные; тл — топливо;

а — амортизация; т.р — текущий ремонт; з.п — заработная плата;

с. н — собственные нужды; об — оборудование;

э — электроэнергия; исх — исходный; бр — брутто;

н — нетто; к.у—котельная установка;

т. у — турбинная установка; кф — калорифер;

в — воздух; вен — вентилятор; ср — среднее; пре — присосы; х.в — холодный воздух; огн — огневой подогрев;

г — газы; пот— потери; п.в — питательная вода; нар — наружный; рец— рециркуляция; ух — уходящие (газы); нс — насыщение.

2. РАСЧЕТ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО ПОДОГРЕВА

2.1.    Общие методические положения

2.1.1.    Для предотвращения низкотемпературной коррозии и забивания воздухоподогревателей котельных агрегатов, а в ряде случаев в целях повышения экономичности, на конденсационных паротурбинных установках, работающих на органическом топливе, применяется предварительный подогрев воздуха. Известно

1*

большое количество различных способов предварительного подогрева воздуха (приложение 1).

2.1.2.    Выбор рациональной схемы предварительного подогрева воздуха и определение оптимальных ее характеристик в каждом конкретном случае необходимо выполнять на основе техникоэкономических расчетов и сопоставлений. Сопоставление вариантов, как правило, должно производиться при одинаковых (по коррозии) условиях работы низкотемпературных поверхностей нагрева и газоходов котла. В противном случае необходимо либо учитывать дополнительные затраты на обеспечение в сравниваемых вариантах принятого уровня допустимой коррозии, либо принимать во внимание ущерб, получающийся в варианте с худшими условиями работы. Так, неправомерным будет сопоставление варианта рециркуляции горячего воздуха с вариантом предварительного подогрева воздуха в калориферах при различных температурах стенки воздухоподогревателя без учета дополнительных затрат (например, на эмалирование поверхности) или ущерба (более частая замена поверхностей нагрева, увеличение затрат на ремонт, увеличение затрат на тягу и дутье из-за забивания поверхностей, увеличение затрат на топливо из-за увеличения температуры уходящих газов в процессе эксплуатации и т. п.).

2.1.3.    Расчеты и сопоставления являются правомерными лишь в том случае, если сравниваемые варианты приведены к единому энергетическому эффекту (к одинаковому количеству отпускаемой электрической энергии установок). Основные принципы учета возможного различия рассматриваемых вариантов по мощности изложены в пп. 2.1.14, 2.1.15 и 2.1.17.

2.1.4.    При проектировании новых установок варианты с предварительным подогревом воздуха и без него должны сопоставляться в оптимальных для каждого варианта условиях, с учетом рекомендаций норм теплового расчета котлов (31]. При этом должен производиться выбор оптимальных параметров (температуры уходящих из котла газов, температурных напоров в воздухоподогревателе и т. п.). При модернизации значение ряда параметров может диктоваться специфическими условиями объекта.

2.1.5.    При отказе от предварительного подогрева воздуха теплом отборного пара турбины и использовании для модернизации других видов подогрева воздуха (за счет тепла дымовых газов) необходимо учитывать увеличение затрат на топливо из-за повышения удельного расхода тепла по турбоустановке, связанного с вытеснением регенерации тепла в цикле.

2.1.6.    В качестве критерия при сопоставлении технико-экономических показателей вариантов в соответствии с действующими методическими материалами [29] следует принимать величину приведенных затрат, определяемую по формуле:

З_пр = с + Р-К,

PTM 24.030.50-75 Стр. 5

где р—*- нормативный коэффициент эффективности, равный 0,12 руб/(руб • г).

2.1.7.    Сравнительная эффективность вариантов определяется но формуле:

ДЗ_ЛР=ДС + ^Д/С.    (2)

2.1.8.    Величина изменения текущих затрат при сопоставлении определяется по формуле:

Д С = ДС_тд -f" Д С_а 4~ Д^т.р 4" АСз.п 4- Д^э,    (3)

где ДС„, ДС_а, ДСт.р и ДС₃.п — соответственно изменение затрат на

топливо, амортизацию [32), текущий ремонт и заработную плату;

ДС_Э — изменение затрат на замещаемую энергию, связанное с различными затратами энергии на собственные нужды и неодинаковой располагаемой мощностью по вариантам.

2.1.9.    Изменение затрат на топливо при работе на нагрузках, мало отличающихся от номинальной, исчисляется по формуле:

где З_тл—замыкающие затраты на топливо (30], при QJ = = 7000 ккал/кг, руб/т;

и В₂ — расходы натурального топлива для сравниваемых вариантов (здесь вариант 1 принимается за базовый) т/ч;

п —число часов использования установленной мощности в году, ч/г.

2.1.10.    Для установок, работающих длительное время на нагрузках, существенно отличающихся от номинальной, величина АС_ТЛ рассчитывается с учетом изменения экономичности при снижении нагрузки:

ЛС..-3,, «jSVi-Si).,.    (5,

где В!_г и В\ — часовой расход натурального топлива для сравниваемых вариантов на /-ом режиме, т/ч; n_t — продолжительность /-го режима в году, ч/г.

2.1.11.    Изменение затрат на амортизационные отчисления принимается по действующим нормативам.

2.1.12.    Затраты на текущий ремонт принимаются по действующим нормативам. В обоснованных случаях затраты на текущий ремонт могут быть увеличены для поддержания на одинаковом уровне работоспособности в вариантах, требующих более частых ремонтов.

Стр. 6 РТМ 24.030.50—75

2.1.13.    Затраты на зарплату по действующим нормативам учитываются в тех случаях, когда варианты требуют различного числа обслуживающего персонала.

2.1.14.    Приведение вариантов к одинаковому количеству отпускаемой электроэнергии должно производиться по формуле:

ДС_Э = 3₉ Д yVc.H п — 3₉ Д ;V_p п,    (6)

где    З_э— замыкающие затраты на электроэнергию в данной

системе [30];

ДЛ^с.н—изменение расхода электроэнергии на собственные нужды, кВт;

Д/Ур — изменение располагаемой мощности установки при неизменной паропроизводительности, кВт; п — число часов использования установленной мощности. Особенности учета различия в количестве отпускаемой энергии в рассматриваемых вариантах поясняются в п. 2.1.17.

2.1.15.    Величина изменения капитальных вложений может быть представлена в виде

ДАГ=Д^_{о6 +} ДА'_с1р + ДАГ^,    (7)

где Д/Сов — изменение капитальных затрат на оборудование (с монтажом), руб;

ДК£_ы — капитальные затраты на оборудование на данной станции, связанные с приведением вариантов к одинаковому количеству отпускаемой электроэнергии, руб;

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

Особенности учета Д/С^_м в рассматриваемых вариантах поясняются в п. 2.1.17.

2.1.16.    Изменение капитальных затрат на оборудование должно определяться по ценам на оборудование. В тех случаях, когда цены на сопоставляемые варианты оборудования не установлены, их следует исчислять на основе расчета себестоимости вариантов, исходя из следующих положений, составленных в соответствии с протоколом, утвержденным Госкомитетом цен Совета Министров СССР 6 июля 1973 г.

2.1.16.1. Для определения цены исходного варианта оборудования следует руководствоваться соотношением:

Чнсх = з(1+ -joo ) »

где 14исх — цена оборудования узла, руб.

Норма рентабельности принимается:

по турбинному оборудованию (включая вспомогательное) — 20%;

по котельному оборудованию (включая вспомогательное) — 18%.

PTM 24.030.50-75 Стр. 7

2.1.16.2. Для определения цены сопоставляемого варианта, отличающегося от исходного затратами на материалы \М и трудозатратами А7, следует руководствоваться соотношением

ч=ч«,+Д>и(1+^) + аг(1 ₊ -^),

где я_м=3% — норматив на исчисление прибыли при изменении затрат на материалы; п_т — норматив на исчисление прибыли при изменении трудозатрат.

Норматив п_г принимается:

по турбинному оборудованию —25%;

по котельному оборудованию — 23%.

2.1.17. В связи с увеличением удельного расхода пара при осуществлении предварительного подогрева воздуха теплом отборного пара турбины, а также в связи с различными расходами энергии на собственные нужды сопоставляемые варианты необходимо привести к одинаковому энергетическому эффекту. При этом к учету возможного различия в мощности необходимо подходить дифференцированно.

2.1.17.1.    При создании оборудования нового блока заданной мощности в варианте с предварительным подогревом воздуха теплом пара, отбираемого из турбины, необходимость производства и пропуска через головную часть турбины большего количества пара, чем в вариантах с другими способами подогрева воздуха, учитывается в проекте. В этом случае при сопоставлении вариантов следует прибегать к понятию замещающей мощности только при различных затратах энергии на собственные нужды. Необходимо учитывать при сопоставлении удорожание оборудования (главным образом котельного агрегата), связанное с увеличением необходимого расхода пара для обеспечения заданной мощности блока.

2.1.17.2.    При сооружении схем предварительного подогрева воздуха на работающем или на спроектированном оборудовании, если оно изготовлено по проектной документации, не подлежащей по каким-либо причинам пересмотру, для решения вопроса о методе приведения вариантов к одинаковому энергетическому эффекту необходимо выполнить анализ характеристик оборудования станции с целью выявления узких мест. При этом возможны следующие случаи:

Генератор электрического тока, трансформаторы или линия электропередачи не допускают выработки, преобразования или передачи дополнительной мощности. Потенциальные возможности теплосилового оборудования в сторону увеличения мощности не могут быть реализованы. При этом приведению к одинаковой мощности с помощью учета дополнительных затрат подлежат ва-

Стр. 8 РТМ 24.030.50-75

рианты, осуществление в которых предварительного подогрева воздуха привело бы к уменьшению мощности по сравнению с проектной. В качестве дополнительных затрат должны учитываться либо затраты, связанные с увеличением паропроизводи-тельности котла и пропускной способности турбины, если это возможно, по формуле (7), либо затраты, связанные с уменьшением температуры питательной воды при одновременном увеличении теплопроизводительности котла, если это не ограничивается пропускной способностью ЧСД и ЧНД турбины и котельных агрегатов, по формуле (7), либо, если указанные выше меры невозможны, — затраты на замещающую энергию по формуле (6).

Генератор электрического тока, трансформаторы или линия электропередачи допускают реализацию дополнительной мощности. При этом, если узким местом в турбине является последняя ступень, то при наличии запасов по паропроизводительности котла вариант с предварительным подогревом воздуха теплом пара, отбираемого из турбины, будет иметь большую мощность при одинаковом расходе пара через последнюю ступень. В этом случае затраты на замещающую мощность в варианте без парового подогрева должны исчисляться по показателям новых блоков рассматриваемого типа. При отсутствии запасов по паропро-нзводительности котла, но при наличии возможности снижения температуры питательной воды при той же паропроизводительности котла затраты на замещающую мощность должны исчисляться по показателям новых пиковых установок. При отсутствии или недостаточности указанных выше возможностей вариант с предварительным подогревом воздуха теплом пара будет иметь меньшую установленную мощность, определяемую при условии предельной паропроизводительности или теплопроизводительности котла. В качестве дополнительных затрат при этом должны приниматься либо затраты, связанные с увеличением паропроизводительности котла, если это возможно, по формуле (7), либо затраты, связанные с обеспечением возможности уменьшения температуры питательной воды при одновременном увеличении теплопроизводительности котла по формуле (7), либо, если указанные выше меры невозможны, затраты на замещающую мощность или энергию по формуле (6).

Если же узким местом в турбине является часть высокого давления, то при невозможности снижения температуры питательной воды с одновременным сохранением паропроизводительности котла вариант с использованием тепла пара для подогрева воздуха будет иметь при прочих равных условиях меньшую установленную мощность. Затраты на замещающую мощность при этом должны исчисляться по показателям новых блоков рассматриваемого типа. Когда указанная возможность снижения температуры питательной воды имеется, учитываются лишь дополнительные затраты на топливо, связанные с ухудшением экономичности при снижении температуры питательной воды.