CC BY
19
нлты
УКРЛ1НИ
wi/ган
Науковий bIch и к НЛТУУкраТни Scientific Bulletin of UNFU
http://nv.nltu.edu.ua https://doi.org/10.15421/40280120 Article received 05.02.2018 р. Article accepted 28.02.2018 р.
УДК 621.182.2
ISSN 1994-7836 (print) ISSN 2519-2477 (online)
1 Correspondence author S. S. Lys lysss@ukr.net
С. С. Лис, О. Г. Юрасова
Нацюнальний утверситет "Львiвська полтехшка", м. Львiв, Украта
АНАЛ1З МЕТОД1В ЗБ1ЛЬШЕННЯ ТЕРМ1НУ ЕКСПЛУАТАЦН КОТЛОАГРЕГАТА
ТП-100А ЕНЕРГОБЛОКУ № 10 БУРШТИНСЬКО1 ТЕС
Для реконструкцп котельного агрегата ТП-100А потрiбно прийняти низку техшчних ршень: замша 100 % поверхонь нагршу первинного i вторинного контуру перегршу пари; замша барабана котла; замкнення пилосистеми; встановлення га-зощшьних екранних поверхонь нагр1ву; замша вах кубiв водяного економайзера; замша вах кубiв ТПП; замша затрно! та регуляцшно! арматури; замша всiх паропроводiв у межах котельного вiддiлення. Замкнення пилосистеми дасть змогу уник-нути скидання вугiльного пилу на електрофшьтр, цим самим зменшити витрату палива на виробництво електрично1 енерги. Встановлення газощшьних екранiв сприятиме зменшенню присмоклв холодного повiтря в топку, що позитивно позначить-ся на ККД котла i виходi рiдкого шлаку, а замша кубiв водяного економайзера i ТПП дасть змогу тдагргги живильну воду, i вiдповiдно, холодне повiтря до розрахунково1 величини (до реконструкцп значення температури не досягали розрахунково! величини). Замша затрно! та регуляцшно! арматури дасть змогу яюсно регулювати основнi параметри пари (тиск та температуру), до того ж збшьшиться швидюсть маневрування енергоблоку i зменшиться величина перепал1в палива тд час ма-неврування. О^м цього, що зазначенi операцп збшьшують термiн експлуатацп котлоагрегата, вони також приведуть до пiдвищення ККД котла як мшмум на 2 % i значно пiдвищать маневренiсть енергоблоку загалом.
Ключовi слова: котельний агрегат; термш експлуатацп котлоагрегата; реконструкцiя котельного агрегата; маневрування енергоблоку.
Вступ. В Укршт налiчуeтъся 36 потужних теплових електричних станцiй i централей, бiльшiсть з яких було побудовано в ХХ ст. ^Ша1, et а1., 2003). Основн потуж-ностi ТЕС Укра!ни вводили в 60-80-х роках ХХ ст. з використанням технiчних ршень того часу. Бшьшгсть енергетичних коттв ТЕС морально i фiзично застарши. Не е винятком котлоагрегат Бурштинсько! ТЕС енергоблоку № 10, який введено в експлуатацiю у 1969 р. У 1990 р. енергоблок було перемарковано на потужшсть 195 МВт i станом на 01.01.2016 р. вш напрацював 300 614 год. З початку експлуатацп на блощ № 10 було проведено 6 каштальних ремонтiв. Напрацювання блоку № 10 тсля останнього капiтального ремонту стано-вить понад 73 тис. год.
Тому актуальним е завдання реконструкцп котлоаг-регатiв, що вичерпали свiй ресурс. Вибираючи проект реконструкцп, важливо враховувати можливють розмi-щення нового устаткування в межах наявних котлоагре-гатiв (Korchevoi, et а1., 2004), мiнiмiзацiю вартостi реконструкцп з досягненням максимального ефекту, мож-ливiсть виконання робiт з реконструкцп i подальшого обслуговування.
Котлоагрегати для продовження термiну !х роботи реконструюють i модернiзують внаслiдок проведения яшсних ремонтних робiт, замiни i вiдновлення зноше-них i ввдпрацьованих ресурсiв найбiльш вiдповiдальних
вузлiв i деталей самих агрегатiв i пов'язаних з ними па-ротрубопроводiв.
Отже, методи збшьшення термiну експлуатацп котлоагрегата, тдвищення його коефiцiента корисно! дИ та маневрених характеристик е надзвичайно актуальними.
Методи дослiдження. Модершзований котлоагрегат повинен вiдповiдати вимогам безпеки (Korchevoi, Maistrenko & Vo1chin, 2000), передбаченим "Правилами пристрою електроустановок" (ПУЕ), ГОСТ 12.2.003-91 "Устаткування виробниче".
Виклад основного матер1алу дослiдження. Експлуатацшний ресурс. Повний розрахунковий термш служби елеменпв, частин, вузлiв котла i його допомiжного обладнання, яке пройшло реконструкцiю, мае бути не менше 15 рок1в (Yanko & Mysak, 2004), ок-рiм швидкозношуваних елеменпв устаткування. Розрахунковий термiн служби елеменпв котла, що працюють тд тиском, з розрахунковою температурою, вщповвдно! областi повзучостi:
• для труб поверхонь нагршу, вих^дних камер пароперегрша-ч1в й 1нших труб, що обиршаються, мае бути не менше 100 000 год;
• для частин i елеменпв, що не обиршаються - не менше 200 000 год;
• для ТВП та елеменпв дистанцюнування - не менше 40 000 год.
1нформащя про aBTopiB:
Лис Степан Степанович, канд. техн. наук, ст. викладач кафедри теплоенергетики, теплових i атомних електричних станцШ. Email: lysss@ukr.net
Юрасова Оксана Георгмвна, ст. викладач кафедри теплоенергетики, теплових i атомних електричних станцШ. Email: oksjanchyk@gmail.com
Цитування за ДСТУ: Лис С. С., Юрасова О. Г. Аналiз методiв збiльшення термiну експлуатацп котлоагрегата ТП-100а енергоблоку
№ 10 Бурштинсько'' ТЕС. Науковий вiсник НЛТУ Укра'ни. 2018, т. 28, № 1. С. 99-103. Citation APA: Lys, S. S., & Yurasova, O. H. (2018). Analysis of Methods for Increasing the Operating Term of the Boiler Unit TP-100a of the Power Unit № 10 Burshtyn TPP. Scientific Bulletin of UNFU, 28(1), 99-103. https://doi.org/10.15421/40280120
Вимоги до надiйностi. Основна вимога - висока експлуатацшна надшшсть обладнання ^апко & Mysak, 2004; Omelianovskyi & Mysak, 2005). Обслуговування i ремонт обладнання повинш вiдповiдати вимогам ГКД 34.20.661-2003. "Правила оргашзацп технiчного обслуговування та ремонту обладнання, будiвель i споруд електростанцiй та мереж".
Ремонтний цикл, види i тривалють ремонту котла повиннi вiдповiдати таким показникам:
• мiжремонтний перiод експлуатацй котлоагрегата повинен становити не менше 8000 год;
• середнiй термш служби котлоагрегата мiж капiтальними ремонтами повинен становити не менше 40 000 год;
• тривалють ремонтних роби (поточний ремонт) котлоагрегата - 263 год/рж (13 дтв у рощ);
• тривалiсть середнього ремонту - 25 днiв (один ремонт на 4 роки);
• тривалють капитального ремонту повинна бути 48 дтв (один ремонт на 6 рокв).
Коефщент готовностi котлоагрегата i допомiжного устаткування мае бути не меншим шж 92,02 %.
Вимоги до маневреностi. Енергоблок мае бути роз-рахований на роботу в маневреному режимi, тобто на участь у первинному i вторинному регулюванш частоти i потужностi в умовах нормальних та аваршних режи-мiв роботи електроенергетично! системи Укра!ни (Sihal, et э1., 2003; Korchevoi, et э1., 2004; Korchevoi, Maistrenko & Volchin, 2000). Пiд час роботи котельних установок мае бути забезпечено регулювальний дiапазон наванта-жень, мшмально i максимально допустимi навантажен-ня. Нижню межу регулювального дiапазону наванта-жень енергоблоку мае бути встановлено вщповщно до умов збереження незмiнного складу працюючого устаткування i надiйностi роботи екранно! системи котла i роботи системи автоматичного регулювання у всiх заз-начених дiапазонах навантажень без втручання персоналу. Котел мае працювати в дiапазонi навантаження 50-100 % вщ номiнального без застосування палива для стабшзацп горiння (газу, мазуту). Розширення нижньо! меж! робочого дiапазону регулювання навантаження енергоблоку до 50 % тд час спалювання твердого палива без застосування шдсвилювального резервного палива та забезпечивши рiдке шлаковидалення з ураху-ванням очiкуваного маневреного режиму енергоблоку на номшальному тиску котла, без тдсв!чування резер-вним паливом i необхiдностi аварiйних вприсшв.
Очiкуванi технiчнi показники котла (визначеш ТКЗ) на гарантiйному паливi (Korchevoi, Maistrenko & Volchin, 2000; Yanko & Mysak, 2004; Omelianovskyi & Mysak, 2005) (нижня межа навантаження котла). За умовами виходу рщкого шлаку:
• без вiдiмкнення пальникв верхнього ярусу - 65 %;
• з вiдiмкненням пальникв верхнього ярусу - 50 %.
За умовою збереження параметрiв пари за котлом (без ввдмкнення пальников верхнього ярусу):
• за надлишку повпря на виход! з топки 1,2 - 80 %;
• за надлишку повпря на виход! з топки 1,33 - 70 %;
• за надлишку повпря на виход! з топки 1,61 - 50 %.
Рщке шлаковидалення без тдсв!чування резервним паливом - у д!апазош 50-100 % в!д очжуваного номь нального навантаження енергоблоку 210 МВт (прийма-ють попередньо). Мшмальне теплове навантаження котла на номшальних параметрах без тдсв!чування мае забезпечувати мшмальне електричне навантаження
50 % (105 МВт) в!д номшального навантаження енергоблоку - 210 МВт (Dneprov, Smirnov & Fainshtein, 1980). Номшальна паропродуктившсть з первинно! пари - 640 т/год (тд час роботи на вугшл! без тдсв!чу-вання резервним паливом). Мшмальна паропродуктившсть з первинно! пари - 298 т/год (тд час роботи на ву-гшт без тдсв!чування резервним паливом ! наванта-женш енергоблоку 105 МВт). Щд час експлуатацп енергоблоку повинна бути забезпечена можливють його роботи на техшчному мшмум! навантаження, для досягнення якого допускаеться змша складу працюючого устаткування ! вщмкнення окремих автоматичних регулятор!в. У раз! навантаження енергоблоку, що вщ-поввдае нижнш меж1 регулювального д!апазону, або техшчного мшмуму, допускаеться зниження темпера-тури св!жо! пари не бшьш 25 °С. Котел тсля ре-конструктивних робгт повинен забезпечувати роботу енергоблоку на ковзьких параметрах.
Мета дослщження. Дослщження спрямоване на продовження ресурсу експлуатацп елеменпв котла ТП-100А, трубопровод!в у межах котла, паропровод!в, посудин, що працюють тд тиском, як1 не тдлягають замш, тдвищення маневрених характеристик енергоблоку та тдвищення ККД котла.
Результата дослщження. Техшчш ршення з мо-дершзацп котлоагрегата, його внутршньо! мехашчно! частини, електрично! частини, системи управл!ння ! контролю повинш грунтуватися на вщпрацьованш су-часнш технолог!! газоочищення з високим техшчним р!внем, експлуатацшна надшшсть яко! доведена трива-лою роботою ! з виконанням гарантш за як1стю та ефек-тившстю (Omelianovskyi & Mysak, 2005; Dneprov, Smir-nov & Fainshtein, 1980).
До складу котельного агрегата входить паровий котел паропродуктившстю 640 т/год, однобарабанний, з природною циркуляшею, Т-под!бно! компоновки, з пром!жним пароперегр!вом пари, обладнаний топкою з рщким шлаковидаленням, в якому спалюеться кам'яне вуплля (газове) як Льв!всько-Волинського басейну марки Г, ДГ, так ! Донецького басейну марки Г, ГСШ, ГМСИ1, ДСШ, ДСМШ.
Основною особливютю парового котла е розташу-вання камери згоряння в середнш частит, а хвостов! поверхш нагр!ву ! регуляцшний стутнь пром!жного па-роперегр!вача розмщеш у двох вертикальних опускних шахтах зл!ва ! праворуч вщ топково! камери для двосто-роннього вщведення газ!в (Omelianovskyi & Mysak, 2005; Mikhailov, et э1., 2012). Обидв! опускш шахти пов'язаш з топковою камерою похилими газоходами, в яких розмщуються конвективш поверхш нагр!вання первинного ! вторинного пароперегр!вач!в. У кожнш з опускних шахт послщовно по ходу газ!в розташоваш: регуляцшний стутнь вторинного пароперегр!вача, II стутнь трубчастого повиропщгр!вача, водяний еконо-майзер, I стутнь трубчастого повиропщгр!вача (дво-рядного виконання), калориферна установка (рис.).
Приблизно до 50 % труб б!чних екрашв у нижнш час-тин! виступу приеднаш за допомогою розвилок вертикалью дшянки, в як1 вщгалужуеться частина пароводяно! сум™ (Dneprov, Smirnov & Fainshtein, 1980; Mikhailov, et э1., 2012). У верхнш частиш вистутв як прям!, так ! вигнуп дшянки труб включен! в зб!рш камери, з яких па-роводяна сумш в!дводиться в барабан через об!гр!вш труби з! стал! марки 12Х1МФ, даметром 133^10 мм.
Рис. Принципова схема газоповпряного тракту котла ТП-100А енергоблоку № 10: 1) ширмовий пароперегр!вник; 2) первин-ний гарячий конвективний пароперегршник; 3) вторинний па-роперегр!вник; 4) первинний холодний конвективний пароперегршник; 5) регулящйний ступшь вторинного пароперегршни-ка; 6) стельовий пароперегршник; 7) настшно-рад!ащйний па-роперегр!вник; 8) калориферний пристрш тдшршу повпря
Впроваджено принципово нову систему подач! (транспорту) висококонцентрованого вугшьного пилу тд розрщженням (ПВКр) за допомогою парових ежек-тор!в, заметь наявних систем транспорту висококон-центровано! подач! вугшьного пилу вщ пиложивильни-шв до пальников пневмотранспортом тд тиском дуттьового вентилятора, причому розрахункова швид-шсть на виход! з пальника становить:
1) вторинного повпря - 25-30 м/с;
2) газоповпряно! сумш! тд час транспортування пилу
МВ - 25-28 м/с;
3) аеросумш! тд час транспортування пилу ПВКр - 1820 м/с.
У прямоточному пальнику, в патрубок первинного повиря (труба д!аметром 377 мм), по якому проводиться пилоповпряна сумш (скидання запиленого вщ-працьованого сушильного агенту (газоповпряно! сумь ш!) одновентиляторною замкнутою системою пилопри-готування котла), встановлюеться пароежекторний пальниковий пристрш. Пристрш являе собою трубу дь аметром 133*9 мм, на шнщ труби, що входить в топку, встановлено насадку - розакач з нержавшчо! стал!, що забезпечуе ширококонусне випкання пилогазоповпро-парово! сумш! ! надшне аеродинам!чне перемшування !з вторинним повирям.
Вторинне повпря тдводиться в середину призма-тичного корпусу прямоточного пальника. Транспорту-вання висококонцентрованого пилу в пальник здшсню-еться тд розрвдженням парового ежектора, а саму схему названо ПВКр ^е^ее^ 2007; Mikhailov, et э1., 2012; Drahan et э1., 2016). Паровий ежектор створюе регульо-ване розрвдження вщ пиложивильник1в до пальника, достатне для надшного транспортування пилу з концен-
трашею 50 кг пилу/1кг повиря. Пил з пиложивильника потрапляе у змшувальний пристрш з повпрозаб!рними в!кнами (транспортний агент атмосферне повпря головного корпусу), де утворюеться рухлива пульпа, яка рухаеться по пилопроводу д!аметром 89*4,5 мм з розра-хунковою швидшстю 5-8 м/с. Пара до ежектора тдво-диться вщ лшп холодного промперегр!ву з тиском, ре-дуктованим вщ 1,0+1,4 МПа (1СН-14 кг/см2), з резерву-ванням вщ загальностанцшно! сполучно! мапстрал! 2,5 МПа (25 кг/см2). Важливою особлив!стю схеми ПВКр е оснащення пилопровод!в простими ! надшними засобами захисту вщ забивання. Дш захисту засновано на вимр! перепаду розрвдження на змшувач! ^е^е-ev, 2007). У раз! зниження ше! величини до установки захисту (200-300 Па) пиложивильник ввдключаеться ! ввдбуваеться самопродувка пилопровод!в. П!сля ввднов-лення перепаду пиложивильник автоматично мютитьть-ся в роботу.
Плоскофакельш пальники котла енергоблоку № 10 утворюють плоский горизонтальний факел унас-лвдок зпкнення спрямованих пвд кутом один до одного струмешв аеросумш! ! струмешв вторинного повпря. Пщгр!в повпря перед подачею його в пальники здшснюеться у двох ступенях трубчастого повиропщг-р!вача. Перед кубами I ступеня повпропщгр!вача вста-новлено калориферну установку.
На кожному повпропровод! вторинного повпря в пальники встановлено по одному шиберу, за допомогою якого встановлюеться потр!бна витрата повпря в топку тд час спалювання р!зних вид!в палива. Пристрш парового охолодження барабана складаеться з верхнього ! нижнього розподшьних колектор!в. Пвдввд на парове охолодження барабана мае подвшне значення:
• "на вщб!р" (вентил! в!дкриваються вщ робочих котлш) для ввдбору пари в схему;
• "на охолодження" (вентжп вщкриваються на котт, що роз-холоджуеться, для подач! пари на парове охолодження верху барабана вщ решти котлш, що знаходяться в робот!). Реконструктя котлоагрегата з паровим котлом ТП-
100А обов'язково повинна охоплювати так вузли (Ког-chevoi, Maistrenko & ^1сЫп, 2000), елементи ! роботи:
1) Виконання робгт з! замши барабана котла;
2) Виконання реконструкци екранно! системи котлоагрегата;
3) Модертзащя пальникових пристрош, що метить:
1. Виконання замши умх 16 пальникових пристрош котла на нов! з адаптащею пальниюв до газощшьно! топки !з встановленням вщповщного рухомого кршлення;
2. В!сь прямоточних пальниюв необхщно виконати горизонтально для виключення ерозп труб топки;
3. Пальник мае бути комбшованого типу з можливютю спалювання вугшьного пилу, мазуту, газу; скидання сушильного агента здшснюеться в сам пальник; збере-ження наявно! системи спалювання палива за схемою подач! пилу високо! концентрацп в пальник тд розрь дженням за допомогою парового ежектора з! скидан-ням пари в топку;
4. Передбачити можливють встановлення захисно-запаль-них пристрош (ЗЗП) з наданням проектного ршення !з встановлення ЗЗП, а також давана факела;
5. Виконати необхщну реконструкщю шдив!дуальних ко-роб!в гарячого повпря до пальниюв та !х шибер!в у межах виконання проекту реконструкци пальникових пристрош.
4) Модертзащя системи пдрошлаковидалення котла;
5) Модершзащя первинного пароперегрГвника (з/п), що мiститъ:
5.1. Замiну стельового з/п;
5.2. ЗамГну настiнно-радiацiйного з/п (НРПП);
5.3. Замiну першо! i друго! ступенi первинного з/п (холодно! частини);
5.4. ЗамГну холодних та гарячих ширм;
5.5. Замiну третьо! i четверто! ступенi первинного з/п (га-рячо! частини);
5.6. ЗамГну пароохолоджувачiв первинного з/п;
6) Модершзащя вторинного пароперегрiвника, що мiститъ:
6.1. ЗамГну вхщно! частини вторинного з/п;
6.2. ЗамГну вихщно! частини вторинного з/п;
6.3. ЗамГну регуляцiйного ступеня вторинного з/п;
6.4. Замiну пароохолоджувача вторинного тракту котла;
7) Виконати замГну елеменлв котельного обладнання;
8) Вщновлення економайзера, що мiстить:
8.1. Виконання замiни золового захисту на першi труби верхнiх i нижшх секцiях та торцевих згинiв (калачiв) водяного економайзера та золового захисту вихщних колекторiв водяного економайзера;
8.2. Встановлення покажчикiв теплового перемiщення вхщних i вихiдних колекторiв водяного економайзера;
9) Виконати реконструкщю схеми заповнення та опресу-вання вторинного тракту котла для гiдравлiчних тсля-монтажних та експлуатацiйних (пiсляремонтних) випро-бувань з встановленням фланцевих з'еднань з поворот-ними заглушками на нитках холодного промперегрiву;
10) Виконання реконструкцп схеми корекцiйного оброб-лення живильно! води та фосфатно-продувних режимiв котла блоку №10;
11) Вщновлення тягодуттевих механiзмiв.
Таблиця. Основн1 розрахунков1 техн1чн1
Пiсля модернiзацiï котлоагрегата мають бути забез-ne4eHÍ: надiйна i безпечна робота в ycix експлуата-цiйних i аварiйних режимах з дотриманням bcíx крите-
piÏB надшносп, передбачених iнстрyкцiями заводу-ви-готовлювача i шструкщями з експлyатацiï (табл.).
Зважаючи на план досягнення енергоблоком тсля pеконстpyкцiï не менше 210 МВт та споживання при цьому навантаженш пари на тypбiнy 595 т/год без ура-хування споживання пари на власш потреби, то нижнш дiапазон регулювання котла оpieнтовно потpiбно прора-ховувати при паpопpодyктивностi котла 298 т/год, що вщповщае потужносп енергоблоку 105 МВт.
Висновки. Показано низку техшчних piшень з реконструкцп котельного агрегата ТП-100А:
1) Замша 100 % поверхонь на^ву первинного i вторинного контуру перерву пари.
2) Замша барабана котла.
3) Замкнення пилосистеми.
4) Встановлення газощшьних екранних поверхонь на^ву.
5) Замша вмх кyбiв водяного економайзера.
6) Замша вмх кyбiв ТПП.
7) Замша запipноï та pегyляцiйноï арматури.
8) Замiна вмх паpопpоводiв у межах котельного вщдшення. Окpiм цього, що зазначенi вище опеpацiï збшьшу-
ють теpмiн експлуатацп, вони приведуть до пiдвищення ККД котла як мшмум на 2 % i значно пiдвищать ма-невpенiсть енергоблоку загалом.
Замкнення пилосистеми дасть змогу уникнути ски-дання вугшьного пилу на електpофiльтp, цим самим зменшити витрату палива на виробництво електpичноï енеpгiï. Встановлення газощiльних екрашв дасть змогу зменшити присмокти холодного повиря в топку, що позитивно позначиться на ККД котла i виходi редкого шлаку, а замша кyбiв водяного економайзера i ТПП дасть змогу пвдгргга живильну воду, i вiдповiдно, хо-лодне повиря до pозpахyнковоï величини (до реконструкцп значения температури не досягали розра-хyнковоï величини). Замша запipноï та pегyляцiйноï арматури дасть змогу яшсно регулювати основш парамет-ри пари (тиск та температуру), причому збiльшиться швидк1сть маневрування енергоблоку i зменшиться величина пеpепалiв палива пiд час маневруванш.
Отже, pеконстpyкцiя котла ТП-100А дае змогу до-сягнути збiльшения встановленоï електpичноï потуж-ностi енергоблоку до величини не менше шж 210 МВт без збшьшення витрати свiжоï пари, пiдвищения техш-ко-економiчних показнишв роботи обладнання, вщнов-лення парового ресурсу елеменпв котла, пiдвищения ККД котла до величини не нижче шж 90 %, а також продовження ресурсу експлуатацп елементiв котла, тpyбопpоводiв у межах котла, паpопpоводiв, посудин, що працюють пiд тиском, яш не пiдлягають замiнi, до напрацювання ними не менше 40 тис. год. Перелш використаних джерел
Dneprov, Iu. V., Smirnov, D. N., & Fainshtein, M. S. (1980). Montazh kotelnykh ustanovok maloi i srednei moshhnosti. Moscow: Vysshaia shkola. 334 p. [In Russian]. Drahan, Ya. P., Hrytsiuk, Yu. I., Sikora, L. S., Yavorskyi, B. I., & Pa-lianytsia, Yu. B. (2016). Klasy variantnosti syhnaliv i yikh liniinykh peretvoren ta chyselni metody - vyslidy systemnoho analizu riadu Teilora. Obchysliuvalni metody i systemy peretvorennia informat-sii: mater. IV-oi nauk.-tekhn. konf., prysviachenii pamiati profesora B. O. Popova, 28-30 veresnia 2016 r., m. Lviv, Ukraina, (pp. 3035). Lviv: Vyd-vo FMI im. H. V. Karpenka. [In Ukrainian]. Korchevoi, Iu. P., Maistrenko, A. Iu., & Volchin, I. A. (2000). Puti modernizatcii i rekonstruktcii pyleugolnykh kotloagregatov teplo-vikh elektrostantcii. Novini energetiki, 4, 38-40. [In Russian].
характеристики котла
Найменування параметра Проек-тне зна-чення Значення тсля реконструкцп
Номшальна паропродуктившсть, т/год 640 640
Робочий тиск у барабаш, кгс/см2 155 155
Робочi параметри свiжоï пара за котлом:
- тиск, кгс/см2 140 140
- температура, °С 570 545
Номшальна витрата пари через пpомiж-ний пароперегршач, т/год 560 560
Робочi параметри пари промперегршу на входi за номшальна витрати пари:
- тиск, кгс/см2 24,0 27,6
- температура, °С 340 324
Робочi параметри пари пароперегршу на виходi за номшальна витрати пари:
- тиск, кгс/см2 22,3 25,1
- температура, °С 570 545
Втрата тиску в трактi промперегргву не бшьше, % 9
Температура живильно! води за номь нально! витрати пари, °С 235 245,6
Розрахункова температура холодного повггря, °С 30 30
Температура гарячого повпря за номь нально! паропродуктивностi, °С 390 390
Розрахунковий коеф1щшт корисно! дц за номшально! паропродуктивноста, % 90 90
ДГапазон регулювання паропродуктив-носта без використання тдсвгтки Г тд-тримання температури свГжо! Г вторин-но! пара 545°С без вприску, т/год 298-640
Korchevoi, Yu. P., Maistrenko, O. Yu., Dunaievska, N. I., & Potapov, A. A. (2004). Kotlobuduvannia - neobkhidnyi element rozvytku enerhetyky. Jenerhetykayjelektryfykatsyia, 12, 7-9. [In Ukrainian].
Mikhailov, V. E., Tupitsyn, S. P., Sokolov, V. V., Chebakova, G. F., Malygin, V. I., Yazykov, Yu. V., Kharchenko, A. V., & Chetveri-kov, A. N. (2012). Results from expert tests of the TP-100A boiler at the Lugansk thermal power station during the combustion of lean coal and anthracite culm with addition of RA-GEN-F anaklarid. Thermal Engineering, 59(8), 573-579.
Omelianovskyi, P. Y., & Mysak, Y. S. (Eds). (2005). Ekspluatatsiia ta nalahodzhennia enerhetychnoho ustatkuvannia TES VAT "Zakhide-nerho". Lviv: NVF "Ukrainski tekhnolohii". 410 p. [In Ukrainian].
Sergeev, A. V. (2007). Spravochnoe uchebnoe posobie dlia personala kotelnykh: Toplivnoe khoziaistvo kotelnykh. (2nd ed.). Sankt-Peter-burh: DENAN. 320 p. [In Russian].
Sihal, I. Ya., Dombrovska, E. P., Smukhina, A. V., et al. (2003). Ana-liz stanu kotelnoho hospodarstva Ukrainy z metoiu modernizatsii, prodovzhennia resursu chy zaminy kotliv maloi i serednoi po-tuzhnosti. JEkotekhnolohyy y resursosberezhenye, 6, 76-79. [In Ukrainian].
Yanko, P. I., & Mysak, Y. S. (2004). Rezhymy ekspluatatsii ener-hetychnykh kotliv. Lviv: NVF "Ukrainski tekhnolohii". 271 p. [In Ukrainian].
С. С. Лыс, О. Г. Юрасова
Национальный университет "Львовская политехника", г. Львов, Украина
АНАЛИЗ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ СРОКА ЭКСПЛУАТАЦИИ КОТЛОАГРЕГАТА
ТП-100А ЭНЕРГОБЛОКА № 10 БУРШТЫНСКОЙ ТЭС
Для реконструкции котельного агрегата ТП-100А необходимо принять ряд технических решений: замена 100 % поверхности нагрева первичного и вторичного контура перегрева пара; замена барабана котла; замыкание пылесистемы; установление газоплотных экранных поверхностей нагрева; замена всех кубов водяного экономайзера; замена всех кубов ТПП; замена запорной и регулирующей арматуры; замена всех паропроводов в пределах котельного отделения. Замыкание пылесистемы позволит избежать сброса угольной пыли на электрофильтр, тем самым уменьшить расход топлива на производство электрической энергии. Установление газоплотных экранов позволит уменьшить присосы холодного воздуха в топку, что положительно отразится на КПД котла и выходе жидкого шлака, а замена кубов водяного экономайзера и ТПП позволит подогреть питательную воду, и соответственно, холодный воздух к расчетной величине (до реконструкции значения температуры не достигали расчетной величины). Замена запорной и регулирующей арматуры позволит качественно регулировать основные параметры пара (давление и температуру), причем увеличится скорость маневрирования энергоблока и уменьшится величина пережога топлива при маневрировании. Кроме того, что указанные операции увеличивают срок эксплуатации, они также приведут к повышению КПД котла как минимум на 2 % и значительно повысят маневренность энергоблока в целом.
Ключевые слова: котельный агрегат; срок эксплуатации котлоагрегата; реконструкция котельного агрегата; маневрирование энергоблока.
S. S. Lys, O. H. Yurasova
Lviv Polytechnic National University, Lviv, Ukraine
ANALYSIS OF METHODS FOR INCREASING THE OPERATING TERM OF THE BOILER
UNIT TP-100A OF THE POWER UNIT № 10 BURSHTYN TPP
Boiler units with a view to prolonging their work are being reconstructed and modernized by carrying out qualitative repair works, replacement and restoration of worn out and spent resources of the most responsible units and parts of the units themselves and associated pipelines. When choosing a reconstruction project, it is important to consider the possibility of placing new equipment within the existing boiler units, minimizing the cost of the reconstruction with the achievement of maximum effect, the possibility of performing works for reconstruction and subsequent maintenance. Consequently, methods of increasing the life of the boiler unit, increasing its efficiency and maneuverability characteristics are extremely relevant. Therefore, we have stated the requirements for maneuverability. The power unit should be designed to work in a maneuverable mode that is to participate in primary and secondary regulation of frequency and power under normal and emergency modes of operation of the electric power system of Ukraine. When working on boiler plants, an adjustment range for loading, minimum and maximum permissible load should be provided. The lower boundary of the adjustment range of the load of the power unit shall be established, proceeding from the conditions of maintaining the unchanged composition of the operating equipment and the reliability of the boiler screen system and the operation of the automatic control system in all specified load ranges without personnel interference. The boiler must operate in the range of load of 50100 % of nominal without the use of fuel for stabilizing combustion (gas, fuel oil). Expansion of the lower limit of the operating range of the control of the load of the power unit up to 50 % at the combustion of solid fuel without the use of backlighting fuel and providing a liquid slag removal taking into account the expected maneuvering mode of the power unit at the nominal boiler pressure, without backlighting of reserve fuel and the need for emergency injections. In course of the research a fundamentally new system of supplying (transporting) highly concentrated deodorized coal dust (PVKr) with steam ejectors is introduced, instead of existing transport systems, a highly concentrated coal dust feed from piles to burners by pneumatic transport under pressure of a blower fan, and the design speed at the outlet of the burner is: 1) secondary air - 25-30 m/s; 2) gas-air mixture during transportation of dust МВ - 25-28 m/s; 3) aerosomes for transportation of dust PVKr - 18-20 m/s. A steam-ejector burner is installed in a direct-current burner, in a branch pipe of a primary air, a pipe of 377 mm in diameter, in which a dust-air mixture is produced (discharging of a dusty, dusty exhaust dryer (gas-air mixture) by a single-ventilated closed-circuit sawing boiler). The device is a pipe with a diameter of 133*9 mm, at the end of the pipe, which is included in the furnace, a nozzle mounted is a stainless steel cutter, which provides a wide-conic leakage of a dust-vapour-steam mixture and a reliable aerodynamic mixing with secondary air. Thus, we have come to the following conclusions. The reconstruction of the boiler unit TP-100A enables achieving an increase in the installed electric power of the power unit to a value not less than 210 MWt without increasing the cost of fresh steam, improving the technical and economic performance of the equipment, restoring the steam resource of the boiler elements, boosting the boiler efficiency to a value not lower than 90 %, as well as prolongation of the operation life of the boiler elements, pipelines within the boiler, steam lines, pressure vessels, which are not subject to replacement, up to a minimum of 40 thousand hours.
Keywords: the boiler unit; term of the boiler unit operation; reconstruction of the boiler unit; maneuvering of the power unit.
