Мошкарин А. В., доктор техн. наук, Шелыгин Б. Л., канд. техн. наук, Ананьин В. И., инж.
Для снижения уровня неоправданных затрат на генерацию электроэнергии и улучшения организации производства концепция реструктуризации энергетики страны предусматривает загрузку наиболее экономичных энергопредприятий и вывод из работы неэффективного оборудования.
Ивановская ТЭЦ-2 с ее изношенными производственными мощностями имеет высокий удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии [более 410 г/(кВт-ч)], но одновременно является основным поставщиком тепловой энергии как для ряда текстильных предприятий, так и для отопления и горячего водоснабжения г. Иванова. В сложившихся условиях вывод из работы всего комплекса оборудования ТЭЦ невозможен - город может оказаться без отопления, а промышленные предприятия - без пара на технологические нужды. Наличие более дешевой электроэнергии на ФОРЭМ делает целесообразным отказ от выработки электрической энергии на ТЭЦ и перевод ее на работу в режиме производственно-отопительной котельной. Указанное явление характерно для ряда ТЭЦ АО-энерго Центра России. В настоящее время на предприятиях Представительства Центрэнерго насчитывается более 100 котлов на давление 10,0 МПа и перспектива дальнейшего использования таких котлов стала объективной реальностью отечественной энергетики.
Целью работы являлась предварительная проверка данного технического предложения. В задачу исследования входила оценка возможности работы парового котла марки ТП-170 с давлением перегретого пара рпе = 10 МПа и температурой = 510°С [1] при неизменной, существующей компоновке поверхностей нагрева на средних параметрах вырабатываемого пара (рпе = 4 МПа, ^ = 440°С).
В работе на основе расчетного исследования проведен анализ влияния конструктивных характеристик котла и определяющих режимных факторов на его выходные параметры. Такой анализ позволил не только оценить экономические показатели (КПД, удельный расход топлива), но и условия работы отдельных поверхностей нагрева при проверяемых тепловых нагрузках парового котла. Важным обстоятельством являлась проверка возможностей парового котла применительно к сжигаемым на ТЭС видам и маркам топлива. Принимая во внимание значительный срок службы котлоагрегата, дополнительным условием являлся учет имеющихся отклонений режимных факторов от нормативных характеристик [2].
Вариантный анализ проводился с использованием программы “ТРАКТ”, предложенной Подольским машиностроительным заводом при участии ЦНИИКА, на базе специально разработанной модели котла и сформированных исходных данных.
Предварительно гидравлическими расчетами с использованием нормативных данных [3] установлен рабочий диапазон паровых нагрузок котлоагрегата. Максимальная паропроизводительность 150 т/ч ограничивается условиями работы внутрибарабанных устройств. При более высокой нагрузке ожидается повышенный капельный унос, ухудшение качества пара с возможным отложением солей в пароперегревателе. Минимальная паропроизводительность 90 т/ч ограничивается надежностью работы циркуляционного контура третьей ступени испарения, имеющего наибольшее гидравлическое сопротивление.
Значения коэффициентов избытка воздуха на выходе из топки при паропроизводительности котла 150 т/ч были приняты а''т = 1,15 (для газового топлива) и а''т= 1,25 (для твердого топлива). В случаях пониженных нагрузок программой “ТРАКТ” выполнялся пересчет:
потери теплоты q5;
присосов в газоходы Ла и коэффициентов избытка воздуха;
перепадов давлений в элементах водопарового тракта.
В расчетных исследованиях в качестве топлива использовались природный газ “Саратов - Нижний Новгород” и каменный уголь марки кузнецкий СС.
Для оценки среднегодовых показателей в расчетах всех режимов температура холодного воздуха принята 10°С. По условию снижения низкотемпературной коррозии первой ступени воздухоподогревателя изменением доли рециркуляции горячего воздуха согласно составу топлива температура воздуха на входе в котел принималась г'вп = 30 45°С [4, 5].
В качестве объектов исследования были выбраны котлы № 3 и № 6 Ивановской ТЭЦ-2, значения поверхностей нагрева которых представлены далее.
Рис. 2. Графики зависимости КПД парового котла от паропроизводительности при рпе = 4 МПа и Нпе1 = 440 м2: 1 - природный газ; 2 - каменный уголь;................................................................... - Нпе1 = 440 м2;
----- - Нпе1 = 660 м2
Рис. 1. Графики зависимости температуры уходящих газов от паропроизводительности котла при pne = 4 МПа:
1 - природный газ; 2 - каменный уголь
С учетом изменений в пароперегревателе выполнялись две серии вариантных расчетов при минимальной (440 м2) и максимальной (660 м2) поверхностях нагрева первой ступени пароперегревателя для двух видов топлива при трех значениях паропроизводительности котла 90, 120 и 150 т/ч.
Во всех режимах постоянство температуры перегретого пара £пе = 440°С достигается съемом требуемого количества теплоты в поверхностном пароохладителе с последующей передачей его питательной воде, поступающей в первую ступень водяного экономайзера.
С увеличением паропроизводительности котла следует ожидать рост температуры уходящих газов Оух на 14 - 18°С (рис. 1), значения которой могут достигнуть 140 - 145°С (для природного газа) и 163 - 167°С (для каменного угля).
Расчетные температуры уходящих газов на 20 - 25°С превышают рекомендуемые значения [2, 4] в основном за счет повышенных присосов и коэффициентов избытка воздуха. В случае пониженной поверхности пароперегревателя возможно снижение Оух на 5 - 7°С. Это объясняется повышением температурного напора в первой ступени экономайзера при снижении температуры поступающей в котел воды за счет уменьшения тепловой нагрузки пароохладителя.
В случае использования в качестве топлива природного газа КПД котла составляет = 91,1 ^ 91,4%, достигая максимального значения при паропроизводительности D = 120 т/ч (рис. 2). Для твердого топлива при уменьшении паропроизводительности КПД котла снижается за счет заметного роста топочных потерь и потери теплоты с уходящими газами.
При этом характер полученных зависимостей аналогичен энергетическим характеристикам котлоагрегата ТП-170, полученным в ходе его теплотехнических испытаний при давлении пара МПа.
На рис. 3 показаны графики зависимости расхода топлива от паропроизводительности котла при наименьшей поверхности пароперегревателя.
В случае повышенной поверхности первой ступени пароперегревателя (660 м2) КПД котла снижается на 0,3 - 0,7%, что требует дополнительного расхода топлива.
С учетом поправок расчетный расход топлива может быть определен с помощью следующих зависимостей:
Рис. 5. Графики зависимости скорости пара в ступенях парогревателя от паропроизводительности котла:
1, 2 - соответственно первая и вторая ступени пароперегревателя; рпе = 4 МПа; - рпе = 10 МПа
для природного газа
для каменного угля
а - природный газ; б - каменный уголь
Рис. 4. Графики зависимости удельного расхода условного топлива на выработанную тепловую энергию от паропроизводительности котла: 1 -Рпе = 10 МПа; 2 -рпе = 4 МПа;-------- природный газ;
каменный уголь
Рис. 3. Графики зависимости расхода топлива от паропроизводительности котла при рпе = 4 МПа и Нпе1 = 440 м2: а - природный газ; б - каменный уголь;............................................. - Нпе1 = 440 м2;
------ Нпе1 = 660 м2
где D - паропроизводительность котла, т/ч, Нпе1 - поверхность нагрева первой ступени пароперегревателя, м2.
Зависимость удельного расхода условного топлива на выработанную тепловую энергию от паропроизводительности для различного топлива и давлений пара показаны на рис. 4. При минимальных значениях КПД максимальный удельный расход условного топлива (40,1 - 41,7 кг/ГДж) соответствует проектному давлению рпе =10 МПа.
При использования природного газа при рпе = 4,0 МПа удельный расход условного топлива ожидается на уровне 37 - 37,5 кг/ГДж. При переходе на твердое топливо и паропроизводительности 150 т/ч удельный расход условного топлива Ьуд = 39,1 кг/ГДж, достигая при снижении нагрузки (при менее экономичных режимах) 40,3 кг/ГДж.
Расчетами установлено, что с увеличением паропроизводительности котла снижается удельное радиационное тепловосприятие топочных экранов, что на 150 - 180°С повышает температуру газов на выходе из топки. Однако значения этих температур не превышают допустимых [4] по условию надежности работы фестона и второй (по пару) ступени пароперегревателя.
Увеличение температур в ядре факела и на выходе из топки повышает среднее тепловое напряжение топочных экранов до дэкр = 96 + 110 кВт/м2, что обеспечивает надежную циркуляцию рабочей среды в топочных экранах при рпе = 4,0 МПа и паропроизводительности котла не менее 90 т/ч.
Температуры продуктов сгорания в газоходе пароперегревателя оказываются ниже значений, соответствующих работе котла при высоком давлении пара (рпе = 10 МПа), что при температуре рабочей среды 251 - 439°С позволяет рассчитывать на надежную работу металла труб.
Переход на пониженное давление с увеличением удельных объемов пара повышает скорости пара в ступенях пароперегревателя (рис. 5). В условиях неизменной, существующей компоновки пароперегревателя следует ожидать заметного увеличения его гидравлического сопротивления.
Во всех режимах в первую ступень пароперегревателя поступает влажный насыщенный пар с температурой 251 - 254°С. Для поддержания во всех режимах постоянной температуры перегретого пара 440 ± 1°С должна возрастать тепловая нагрузка пароохладителя AQ (рис. 6), особенно при повышенной поверхности пароперегревателя.
В случае твердого топлива при повышенных расходах газов и температурных напоров с увеличением тепловосприятия пароперегревателя съем тепла в пароохладителе должен быть дополнительно повышен в 1,15 - 1,25 раза.
Рис. 7. Графики зависимости температуры воды на входе в водяной экономайзер от производительности котла при рпе = 4 МПа:
1 - природный газ; 2 - каменный уголь;............. - Нае1 = 440 м2;
— - Нпе1 = 660 м2
Рис. 6. Графики зависимости съема теплоты в пароохладителе от паропроизводительности при рпе = 4 МПа:
В условиях максимальной паропроизводительности 150 т/ч и сжигании природного газа степень сухости пара за пароохладителем составляет 91%, а при минимальной (90 т/ч) соответственно 98 - 99%. При использовании в качестве топлива каменного угля она достигает 82%.
Из-за большого съема тепла в поверхностном пароохладителе температура воды на входе в первую ступень экономайзера даже при минимальной нагрузке 90 т/ч составляет г'эк = 152 ^ 170°С (рис. 7). При увеличении паропроизводительности до 150 т/ч с увеличением тепловосприятия пароперегревателя значение г'эк возрастает до 185 - 205°С, особенно при повышенных поверхностях нагрева пароперегревателя. Для твердого топлива эта температура еще выше (195 - 220°С).
Таким образом, при переходе на пониженные параметры пара поверхностный пароохладитель в котле ТП-170 играет роль дополнительного подогревателя высокого давления, а первая ступень экономайзера находится в условиях, близких к условиям работы котла при высоком давлении.
При использовании газового топлива и роста нагрузки температура воды за экономайзером возрастает от 224 до 254°С. Вода во второй ступени экономайзера не достигает температуры кипения. В случае твердого топлива экономайзер становится “кипящим”, вода имеет выходное паросодержание 8 - 12%, что является допустимым [4].
При сжигании природного газа температура горячего воздуха составляет 300 - 315°С при доле его рециркуляции в первую ступень воздухоподогревателя 6 - 7%, что соответствует нормам.
Выводы
- Установлена принципиальная возможность использования существующей компоновки парового котла ТП-170 для его работы на пониженных параметрах перегретого пара ( рпе = 4 МПа, tM = 440°С).
- Ожидаемый КПД котла в пределах паропроизводительности 90 - 150 т/ч составляет - 91,3% при сжигании природного газа и 84 - 87% при сжигании каменного угля. Удельный расход условного топлива порядка 37 - 37,5 кг/ГДж при сжигании газового топлива и 39 - 40,3 кг/ГДж при сжигании каменного угля.
- Показана целесообразность отказа от первой ступени пароперегревателя для уменьшения нагрузки на пароохладитель и гидравлических потерь в паровом тракте в условиях снижения температуры перегретого пара до 440°С.
Список литературы
- Стырикович М. А., Катковская К. Я., Серов Е. П. Парогенераторы электростанций. М.-Л.: Энергия, 1966.
- Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод) / Под ред. Кузнецова Н. В., Митора В. В., Дубовского И. Е., Карасиной Э. С. М.: Энергия, 1973.
- Гидравлический расчет котельных агрегатов (нормативный метод) / Под ред. Локшина В. А., Петерсона Д. Ф., Шварца А. Л. М.: Энергия, 1978.
- Тепловые и атомные электрические станции: Справочник / Под общ. ред. Григорьева В. А., Зорина В. М. М.: Энергоатомиздат, 1989.
- Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. М.: Энергоатомиздат, 1989.
