CC BY
182
УДК 621.1
А.Г. Батухтин, /7.Г. Сафронов, М.В. Кириллов
ОПТИМИЗАЦИЯ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО ПОДОГРЕВА ХОЛОДНОГО ВОЗДУХА ПЕРЕД ВОЗДУХОПОДОГРЕВАТЕЛЯМИ КОТЛОВ
(на примере Харанорской ГРЭС)
С выходом федерального закона ФЗ-261 «Об энергосбережении, повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» очень остро встал вопрос экономии энергоресурсов. Инвестиционная политика энергетических компаний при ограниченности финансовых инструментов не позволяет им производить энергию эффективно. Для нашей страны характерна разработка малозатратных способов повышения эффективности производства продукции [ 1—3]. Большое влияние на эффективное производство электроэнергии на ТЭС оказывают собственные нужды котла и турбины. Одной из составляющих собственных нужд станции является подогрев холодного воздуха перед подогревателями котлов.
Подогрев воздуха перед воздухоподогревателем котла на тепловых электростанциях при сжигании твердого топлива и мазута играет огромную роль как с точки зрения экономичности, так и с точки зрения надежности работы котлоагре-гата. С одной стороны, снижение температуры воздуха на входе в котел снижает потери теплоты с уходящими газами, с другой стороны, это вызывает низкотемпературную коррозию поверхностей нагрева в результате образования капелек серной кислоты при конденсации водяных паров в уходящих газах.
Существует множество методов предупреждения низкотемпературной коррозии, к основным из которых относятся [4]: удаление серы из топлива; введение присадок в топочные газы; изготовление поверхностей нагрева из материалов, хорошо сопротивляющихся коррозии; повышение температуры металла выше точки росы и др.
В условиях устаревшего оборудования и недостаточного финансирования главное внима-
ние уделяется методу повышения температуры металла выше точки росы, что достигается предварительным подогревом холодного воздуха перед воздухоподогревателем. В связи с этим для каждого вида топлива определяется минимально допустимая температура воздуха на входе в воздухоподогреватель исходя из температуры точки росы в дымовых газах.
В условиях пониженных температур предварительный подогрев воздуха до необходимой температуры перед воздухоподогревателем достигается в основном либо рециркуляцией горячего воздуха, либо подогревом воздуха в паровых калориферах. Как показали опыты, предварительный подогрев холодного воздуха в калориферах котла на каждые 10 °С снижает КПД брутто котла на 0,15 %, а тепловой КПД нетто, вычисленный с учетом расхода тепла на паровой подогрев, — на0,55 % [5].
Рассмотрим схему предварительного подогрева холодного воздуха на котлах ЕП-670-13,8-545 БТ (ТПЕ-216), установленных на Харанорской ГРЭС (рис. 1).
Калорифер
Рис. 1. Схема предварительного подогрева холодного воздуха
Забор холодного воздуха производится зимой с улицы 2, летом с цеха 1. Далее по тракту до дутьевого вентилятора Д В смонтирован трубопровод внутренней рециркуляции 4диаметром 800 мм для присадки горячего воздуха после трубчатого воздухоподогревателя ТВП с температурой 300 °С. В период низких температур, когда не хватает тепла горячего воздуха для поддержания необходимой температуры перед ТВП (50 °С для установленных котлов, работающих на бурых углях Харанор-ского и Уртуйского месторождений марки Б2), в работу вводятся калориферы котла, использующие в качестве теплоносителя пар из второго отбора турбины 3, имеющего следующие параметры: давление 2,5 М Па и температуру 330 °С.
Использование калориферов котла в схеме предварительного подогрева холодного воздуха негативно сказывается на экономичности работы энергоблока. Это связано с тем, что теплота уходящих газов, бесполезно теряющаяся в атмосфере, замещается высокопотенциальным паром, который может использоваться в более рациональных целях.
В связи с этим в результате систематизации данных внутренних исследований и испытаний был предложен ряд технических решений для обеспечения более экономичной работы энергоблока.
Расчет показателей работы котлоагрегата при использовании выбранных технических решений показан в табл. 1. Поясним:
Таблица 1
Параметр Ед. изм. Значения параметров в пяти схемах
1 2 3 4 5
Электрическая нагрузка блока МВт 215 215 215 215 215
Температура воздуха в месте забора °С -17,4 30 -17,4 -20 50
Температура воздуха после рециркуляции °С 20 50 50 18 50
Температура горячего воздуха после ТВП °с 295 295 295 295 295
Расход горячего воздуха на котел тыс. м/ч 580 580 580 580 580
Расход горячего воздуха на рециркуляцию тыс. м'/ч 77,5 46,6 156,6 78,2 0,0
Доля рециркуляции % 11,8 7,4 21,3 11,9 0,0
Изменение доли рециркуляции % 0 -4,3 9,5 0,1 -11,8
Нагрузка ДВ по воздуху тыс. м'/ч 657,5 626,6 736,6 658,2 580,0
Электрическая нагрузка ДВ МВт 1,207 1,196 1,235 1,207 1,180
Изменение нагрузки на ДВ МВт 0 -0,011 0,028 0,000 -0,027
Температура уходящих газов ОС 165,0 176,7 139,5 164,8 196,7
Изменение температуры уходящих газов ОС 0 11,7 -25,5 -0,2 31,7
Влажность угля на рабочую массу, IV % 34,2 34,2 34,2 34,2 34,2
Зольность угля на рабочую массу, Ар % 6,5 6,5 6,5 6,5 6,5
Теплота сгорания угля, МДж/кг 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2
Приведенная влажность, !¥л - 10,86 10,86 10,86 10,86 10,86
Коэффициент к - 3,69 3,69 3,69 3,69 3,69
Коэффициент с - 0,97 0,97 0,97 0,97 0,97
Коэффициент Ь - 0,28 0,28 0,28 0,28 0,28
Потери тепла с уходящими газами, с/2 % 11,03 9,34 9,44 11,15 9,57
Изменение потерь тепла с уходящими газами, 1/2 % 0 1,69 1,59 -0,12 1,46
КПД котла брутто % 90 91,69 91,59 89,88 91,46
Тепло с непрерывной продувкой котла ГДж/ч 7,8 7,8 7,8 7,8 7,8
Затраты тепла на собственные нужды котла % 2,9 1,4 1,4 3,1 1,4
КПД котла нетто % 83,18 86,06 85,97 82,95 85,84
Изменение КПД котла % 0 2,87 2,78 -0,23 2,66
Сравнительный анализ технических решений
схема 1 — действующая схема с частичной рециркуляцией горячего воздуха и забором холодного воздуха с улицы;
схема 2 — схема с частичной рециркуляцией горячего воздуха и забором холодного воздуха из цеха круглый год;
схема 3 — схема с полной рециркуляцией горячего воздуха (при условии увеличения диаметра трубопровода рециркуляции) и забором холодного воздуха с улицы;
схема 4 — схема с частичной рециркуляцией горячего воздуха и забором холодного воздуха с улицы при увеличении высоты забора холодного воздуха;
схема 5 — схема без рециркуляции горячего воздуха и забором холодного воздуха из цеха при увеличении высоты забора холодного воздуха.
Отметим, что схемы 2 и 5 возможны при восстановлении приточной вентиляции главного корпуса.
Изменение температуры уходящих газов (рис. 2) определялось опытным путем исходя из расхода воздуха через ТВП при постоянном расходе топлива.
Как видно из анализа технических решений, наиболее перспективны схемы 2 и 3. Однако для обеспечения работы по схеме 2 необходимо восстановление приточной вентиляции котельного отделения главного корпуса, так как есть вероятность понижения температуры внутри главно-
го корпуса до отрицательных величин и, как следствие, перемерзания труб и ухудшения рабочего микроклимата.
При работе по схеме 3 существуют два решения: увеличение диаметра трубопровода рециркуляции (как указывалось выше) и установка органа, регулирующего степень открытия/закрытия шибера «зима—лето», что определяет забор воздуха с улицы или из цеха.
Одним из таких регулирующих механизмов является механизм электрический однооборотный (МЭО). Он устанавливается на площадке обслуживания шибера «зима—лето», электрифицируется и управляется дистанционно с рабочего места машиниста энергоблока. Управляя положением шибера можно регулировать температуру холодного воздуха до рециркуляции.
Стоимость МЭО с монтажом и электрификацией по предварительным расчетам оценивается в 300 тыс. руб., что считается незначительным капиталовложением по сравнению с экономическим эффектом.
Как видно из рис. 2, при увеличении расхода воздуха через ТВП снижаются температура уходящих газов и, как следствие, теплопотери с ними, а КПД котла повышается. Соответственно лучшим режимным фактором будет поддержание максимальной рециркуляции горячего воздуха. Дальнейшее доведение температуры холодного воздуха перед ТВП до необходимой (50 °С) воз-
о
§
<й
Расход воздуха через ТВП, тыс. м3/ч
Рис. 2. Зависимость температуры уходящих газов от расхода воздуха через ТВП
можно смешением воздуха с улицы и из цеха за счет управления степенью открытия шибера «зима—лето».
Учитывая, что схема 3 значительно снижает температуру уходящих газов, необходимо знать температуру точки росы для данного вида топлива. Расчет температуры точки росы выполнен по [6] и показан в табл. 2.
Для обеспечения надежной работы воздухоподогревателя необходимо, чтобы температура стенки поверхности нагрева была выше температуры точки росы на 10 °С [7]. А поскольку коэффициенты теплоотдачи воздуха и дымовых газов приблизительно равны, то температура стенки со стороны дымовых газов будет стремиться к температуре самих дымовых газов. В итоге получим минимально допустимую температуру уходящих газов на выходе из ТВП:
=/р+10 = 101,7 + 10 = 111,7°С при сжигании угля Харанорского месторождения;
7^=^+10 = 95,1 + 10 = 105,1°С - при сжигании угля Уртуйского месторождения.
Таким образом, применяя схему 3 с установкой регулирующего органа на шибере «зима-лето», можно отказаться от работы калориферов котла, освобождая ценный отбор пара из второ-
го отбора турбины. Калориферы в данном случае будут использоваться только в период пусковых операций.
В практических целях при оценке технико-экономических показателей пользоваться детальным расчетом тепловой схемы ввиду сложности несовсем целесообразно. Для конденсационного энергоблока с достаточной точностью можно воспользоваться коэффициентом ценности отбора турбины (КЦОТ). Какправило, отбор можно оценить по двум показателям — коэффициенту недовыработки мощности и коэффициенту ценности тепла отбора, которые изменяются от нуля до единицы, но имеют разный физический смысл.
Коэффициент недовыработки характеризует долю недоработанного теплоперепада пара, идущего в отбор [8]. Коэффициент недовыработки мощности произвольного отбора турбины с промежуточным перегревом распределяется так:
(А,-А2+А-Ик)
V, =----до промежуточного
перегрева;
А,- - А/.
V, = —--— после промежуточного пере-
И!
грева.
Таблица 2
Параметр Харанорский Уртуйский
уголь уголь
Приведеная сернистость, % кг/МДж 0,026 0,018
Приведеная зольность, % кг/МДж 1,158 0,522
Теоретический объем воздуха, м'/кг 3,23 4,61
Теоретический объем водяных паров, м'/кг 0,79 0,77
Теоретический объем дымовых газов, м'/кг 3,97 5,29
Доля золы в уносе 0,95 0,95
Коэффициент избытка воздуха в уходящих газах 1,4 1,4
Объем водяных паров в уходящих газах, м'/кг 0,810801 0,799688
Объем дымовых газов, м'/кг 5,282801 7,163688
Доля водяных паров в уходящих газах 0,153479 0,111631
Атмосферное давление, Па 95325 95325
Разрежение на напоре дымососа, мм. в. ст. -70 -70
Давление дымовых газов, Па 94638,3 94638,3
Парциальное давление водяных паров, Па 14525,03 10564,55
Температура конденсации водяных паров, °С 53,3 46,9
Температура точки росы, °С 101,7 95,1
Определение точки росы при сжигании бурых углей марки Б2 Харанорского и Уртуйского месторождений
Здесь А,- — энтальпия пара в отборе, кДж/кг; Ик — энтальпия отработанного пара, кДж/кг; А2 — энтальпия пара перед промежуточным перегревом, кДж/кг; — теплоперепад приходящийся на турбину, кДж/кг.
Коэффициент ценности тепла отбора турбины
■■у,
а,-А; '
где А0 — энтальпия острого пара, кДж/кг; Ап в — энтальпия питательной воды, кДж/кг; Н'к —энтальпия конденсата пара /-го отбора, кДж/кг.
Наиболее удобен для практического применения коэффициент ценности тепла отбора турбины, так как он позволяет оценивать изменение экономичности отборов турбин при перераспределении нагрузок. Данный коэффициент определяет относительное увеличение полного расхода теплоты турбоустановки на единицу количества теплоты, отпускаемой отбором, по сравнению с конденсационным расходом:
О/уг — О/ук — 0/1
где 0,уг — расход теплоты на турбину, МВт; (21ук — расход теплоты на турбину, М Вт; — расход теплоты в отбор, МВт.
После несложных преобразований, пренебрегая изменением давления и энтальпии в отборе, при постоянстве конденсационной теплоты получим изменение подводимой теплоты к турбине:
Причем остается практически постоянной на всем диапазоне , поэтому можно данное выражение переписать:
Щуг = - или АД, = Ц,
где — расход пара на турбину, кг/с; Д. — расход пара в отбор, кг/с.
Как видно из формулы, изменение расхода пара на турбину прямо пропорционально изменению расхода пара в отбор, а в качестве коэффициента пропорциональности выступает коэффициент ценности теплоты пара отбора.
Однако в полной мере данный коэффициент использовать нельзя, так как он не учитывает влияние системы регенерации. Предлагается для оценки ценности пара отбора использовать следующее отношение:
ДА)
ДА
Коэффициент ^ можно получить путем детального расчета тепловой схемы. Данная процедура весьма трудоемка без наличия программных комплексов, однако может позволить с достаточной точностью оценить ценность отбора, а персоналу станции — разработать мероприятия по оптимизации неэффективных механизмов использования отбора (особо ценный коэффициент при изменении тепловой схемы). Коэффициент по аналогии с коэффициентом ценности тепла отбора турбины будем называть коэффициентом ценности отбора турбины, или сокращено КЦОТ.
На рис. 3, а представлена принципиальная схема подогрева холодного воздуха, а на рис. 3,6 — предлагаемая схема подогрева холодного воздуха. Рассмотрим эффективность предлагаемой схемы, приняв тепловую нагрузку калорифера 2,7 МВт. Для иллюстрации методики расчета, изложенной ранее, будем использовать данный пример.
Определим расход пара на калориферы при давлении пара перед калорифером 0,7 МПа и энтальпии пара 3121 кДж/кг. Примем, что дренаж переохлаждается до температуры 80 °С, тогда его энтальпия составит 336 кДж/кг, а расход пара на калориферы будет
2700
Д,
- = 0,9645 кг/с.
калор 3121_336
Увеличение расхода пара на сетевые подогреватели будем определять при равенстве расходов теплоты до и после внедрения мероприятия:
Д
2700
калор 2540-430
: 1,2746 кг/с.
Из расчетов видно, что пара на калориферы более высокого потенциала требуется меньше, чем пара низкого потенциала, однако у пара разная ценность: у 2-го отбора КЦОТ = 1,1, а у шестого — КЦОТ = 0,29 (определены в результате детального расчета тепловой схемы). При снижении расхода пара со второго отбора на 0,9645 кг/с и увеличении расхода пара на сетевые подогреватели изменение расхода пара на турбину составит
д^ _ ДДсст _
0,9645 0,12746
1,1
0,29
£
= 0,876 - 4,394 = -3,518 кг/с,
Рис. 3. Схема предварительного подогрева воздуха: а) 1 — котел; 2 — турбина; 3 — генератор; 4 — группа ПВД; 5— группа ПНД; 6 — деаэратор; 7— пароохладитель; 8 — РОУ; 9 — тепловой потребитель; 10 — сетевой подогреватель; 11 — калорифер; б) 1—7— то же; 8— подогреватель воздуха; 9— тепловой потребитель; 10— сетевой подогреватель
Снижение расхода теплоты при этом составит (пренебрегаем перегретым паром)
д<2 = дзд>-/>п.в) = = -3,518(3457-987) = 8690 кВт. Изменение расхода топлива:
АО
АВ =
Qpп л кг/с'
^н 11к.а 1т.п
что составит 2611т у.т. за 3 месяца, или в денежном выражении 3,55 млн руб.
В итоге предлагаемое решение, безусловно, может быть использовано на ТЭС, при-
чем экономический эффект весьма существенен.
Таким образом, из рассмотрения различных вариантов оптимизации предварительного подогрева холодного воздуха видно, что использование для этих целей пара высоких параметров значительно увеличивает затраты на собственные нужды как котла, так и турбины, а принятие довольно простых и недорогостоящих технических решений позволит существенно увеличить эффективность и рентабельность производства электроэнергии.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Иванов, С.А. Оптимизация систем централизованного теплоснабжения с учетом динамических характеристик объективов [Текст] / С.А. Иванов, П.Г. Сафронов, Н.В. Горячих // Научно-технические ведомости СПбГПУ.- 2009. № 84.- С. 53-63.
2. Сафронов, П.Г. Способ увеличения экономичности основного оборудования ТЭЦ [Текст] / П.Г. Сафронов, С.А. Иванов, А.Г. Батухтин, И.Ю. Батухтина // Научные проблемы транспорта Сибири и Дальнего Востока.— 2010. № 1.— С. 175-178.
3. Goryachikh, N.V. Some methods for making cogeneration stations more maneuverable [Текст] / N.V. Goryachikh, A.G. Batukhtin, S.A. Ivanov // Thermal Engineering.- 2010. T. 57, № 10.- C. 892.
4. Бойко, Е.А. Котельные установки и парогенераторы: учеб.пособие/Е.А. Бойко.— Красно-
ярск, 2005— 292 с.:ил.
5. Бойко, Е.А. Вопросы сжигания высокосернистых мазутов на тепловых электростанциях [Текст]: учеб. пособие / Е.А. Бойко.— Красноярск, 2005.- 38 с.:ил.
6. Безгрешное, А.Н. Расчет паровых котлов в примерах и задачах [Текст]: учеб. пособие для вузов / А.Н. Безгрешнов, Ю.М. Липов, Б.М. Шлей-фер; Под общ.ред. Ю.М. Липова— М.:Энергоато-миздат, 1991.— 240 е.: ил.
7. Эстеркин, Р.И. Промышленные парогенери-рующие установки [Текст] / Р.И. Эстеркин— Л.: Энергия. Ленингр. отд-ие, 1980.— 400 е.: ил.
8. Рыжкин, В.Я. Тепловые электрические станции [Текст]: учебник для вузов / Под ред. В.Я Рыж-кина.— 3-е изд., перераб. и доп.— М.: Энергоато-миздат, 1987.— 328 е.: ил.
