Партнерский проект с компанией Руспроектэксперт

Тел.: 8-495-771-14-07

Проектирование


ОЦЕНКА СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ ИСТОЧНИКОВ ПИКОВОЙ ТЕПЛОВОЙ МОЩНОСТИ. НОВЫЙ ПОДХОД К ЭФФЕКТИВНОСТИ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ПИКОВОЙ НАГРУЗКИ СИСТЕМ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ

Традиционно к пиковым источникам тепловой мощности предъявляются значительно меньшие требования по экономичности, чем к основным источникам теплоты. Поскольку на ТЭЦ большая часть годового отпуска теплоты в водяные системы теплоснабжения обеспечивается за счет высокоэкономичных отборов пара на сетевые подогреватели теплофикационных турбин, то считается приемлемым в качестве пиковых источников использовать гораздо менее экономичные в эксплуатации, но относительно простые и дешевые по капитальным затратам водогрейные котлы. Предполагается, что при обычно рекомендуемом коэффициенте теплофикации остэц - 0,5-Ю,7 время работы водогрейных котлов не должно ощутимо превышать 1000 часов в год, а отпуск теплоты от них - 10% от общего отпуска теплоты, поэтому ущерб от пониженной экономичности этих котлов для ТЭЦ невелик.

Рассмотренный выше подход к выбору пиковых источников теплоты сформировался несколько десятилетий назад, при весьма низкой стоимости топлива, поставляемого для отечественной теплоэнергетики. В настоящее время, при резко возросшей стоимости топлива, этот подход нуждается в существенной корректировке.

Корректировка должна заключаться в значительном повышении требований к тепловой экономичности прежде всего пиковых водогрейных котлов, как самых распространенных источников пиковой тепловой мощности. В настоящее время на тепловых электростанциях и в крупных отопительных котельных России эксплуатируется более 600 стальных водогрейных котлов серии ПТВМ и более 200 котлов серий KB-ГМ, КВ-ТК и KB-ТС производительностью 58,2209,4 МВт, используемых в качестве основных и пиковых источников теплоты.

Анализ долгосрочного опыта эксплуатации пиковых водогрейных котлов показывает, что имеется целый ряд недостатков работы этих агрегатов: низкий коэффициент использования топлива по сравнению с энергетическими паровыми котлами за счет больших потерь теплоты с уходящими газами;

повышенные требования к качеству сетевой воды, что затрудняет использование более простых и дешевых методов водоподготовки, приводит к значительному расходу дорогостоящих химических реагентов и необходимости сооружения установок для обработки и обезвреживания сбросных вод после регенерации фильтров, а при ухудшении водно-химического режима приводит к интенсивному накипеобразованию и, как следствие, к пережогу труб;

значительное напряжение топочной камеры при сжигании мазута, что интенсифицирует процесс накипеобразования, а низкая температура стенок экранных поверхностей при сжигании твердого топлива затрудняет организацию топочного режима, особенно при использовании малореакционных углей;

недостаточный (80-100%) диапазон регулирования котлов на твердом топливе без подсветки мазутом (газом), что приводит в течение значительной части отопительного сезона к расходу дорогого жидкого и газообразного топлива, а при сжигании сернистого мазута - к коррозии поверхностей нагрева из-за их низкой температуры; рост температурных разверок, гидравлического сопротивления котла, снижение давления воды на выходе из него по мере образования внутренних отложений, что может привести к пристенному кипению с еще более интенсивным накипеобразованием;

существенные расходы электроэнергии на рециркуляцию горячей воды для поддержания необходимой температуры воды на входе в котел (в целях предупреждения низкотемпературной коррозии поверхностей нагрева).

Так как в современной обстановке, характеризующейся крайним дефицитом средств в энергосистемах на капитальное строительство, трудно рассчитывать на ввод новых, более экономичных пиковых источников теплоты, то устранение недостатков и повышение экономичности должно происходить преимущественно путем реконструкции водогрейных котлов, осуществляемой при разумном минимуме капитальных затрат.

Повышение тепловой экономичности водогрейных котлов тем более необходимо, что действительная продолжительность их работы на ТЭЦ и отпуск теплоты от них обычно превосходят предусмотренные проектом величины. Так, наше обследование показало, что на Ульяновской ТЭЦ-1 в 80-90-е годы XX в. доля теплоты, вырабатываемой пиковыми котлами ПТВМ-100 и ПТВМ-180, составляла 4СМ-55% от теплоты, отпускаемой в систему теплоснабжения из отопительных отборов турбин Т-100-130 и ПТ-80-130/13.

Особенно актуальна проблема повышения тепловой экономичности для водогрейных котельных, работающих в основном режиме.

Наиболее перспективным направлением повышения тепловой экономичности водогрейных котлов является снижение потерь теплоты с уходящими газами [104].

Заводами-изготовителями при конструировании потери теплоты с уходящими газами в водогрейных котлах были приняты существенно больше, чем в энергетических паровых котлах. Так, в не самом современном паровом котле ТГМ-96Б при работе на мазуте с полной производительностью нормативная температура уходящих газов составляет 155 °С [87], а при тех же условиях в пиковом водогрейном котле КВ-ГМ-100 - 178 °С [85]. В наиболее распространенных на отечественных электростанциях водогрейных котлах серии ПТВМ нормативная температура уходящих газов еще более высока. Например, даже при работе котла ПТВМ-100 на природном газе она составляет 183 °С [86].

В реальных условиях в связи с загрязнением поверхностей нагрева при эксплуатации, вынужденным превышением нормативного избытка воздуха, отглушкой поврежденных труб конвективных поверхностей нагрева температура уходящих газов на пиковых водогрейных котлах нередко превышает 200 °С, а потери теплоты с уходящими газами составляют более 10-5-15%. Средняя температура уходящих газов после водогрейных котлов типа ПТВМ-180 приведена в табл. 1.1, составленной по данным [84].

Высокая температура уходящих газов объясняется тем, что конвективные поверхности нагрева в водогрейных котлах слабо развиты. Например, в водогрейном котле ПТВМ-100 имеются верхний и нижний конвективный пучки, которые расположены не совсем удачно (температура наружной поверхности в нижнем конвективном пакете достигает 200-220 °С), а установка дополнительных поверхностей нагрева в водогрейных котлах затруднена из-за отсутствия достаточного пространства в конвективном газоходе.

Выпуск котлов типа ПТВМ прекращен в 1981 г., но они до сих пор являются одним из самых распространенных видов водогрейного оборудования. В настоящее время на отечественных предприятиях выпускаются водогрейные котлы унифицированной серии: КВ-ГМ, KB-ТС, КВ-ТК.

В этих котлах устранены некоторые недостатки котлов ПТВМ, и они являются более надежным оборудованием по сравнению со своими предшественниками. Однако часть недостатков, присущая всем водогрейным котлам, у них сохранилась, и в условиях длительной эксплуатации они оказались недостаточно надежными. Например, в газомазутных водогрейных котлах КВ-ГМ-100 зарегистрированы многочисленные повреждения труб верхнего конвективного пакета из-за перегрева металла, вызванного интенсивным ростом внутренних отложений. Температура воды в разверенных змеевиках верхнего пакета достигает 165-175 °С [30].


Согласно типовой энергетической характеристики котла ПТВМ-100, составленной для безнакипного состояния поверхностей нагрева, при температуре уходящих газов 183 °С р = 92,26%, г/к = 99,95% [86], соответственно АВ = 0,012 т/Гкал, т.е. перерасход условного топлива составляет 12 кг на каждую Гкал теплоты, выработанную котлом. За год по стране водогрейными котлами вырабатывается около 190 млн Гкал теплоты, и перерасход условного топлива составляет огромную величину около 2,3 млн т/год, что наносит значительный ущерб отечественному топливно-энергетическому комплексу. Даже частичной снижение потерь теплоты с уходящими газами способно повысить экономичность водогрейных котлов и существенно снизить перерасход топлива.

В действительности перерасход топлива несколько больше, поскольку на экономичность водогрейных котлов влияет также наличие накипи в поверхностях нагрева. Для определения перерасхода топлива при наличии внутренних отложений на стенках труб котлов в ВТИ и МЭИ были проведены тепловые поверочные расчеты и построены зависимости величины АВ, %, при различной толщине отложений д, мм, [45, 84], которые представлены на рис. 1.24.


При наличии минимальной накипи в поверхностях нагрева водогрейных котлов толщиной 1 мм годовой перерасход условного топлива по стране увеличится на 2% или приблизительно на 46 тыс. т/год.

Кроме увеличения расхода топлива, наличие накипи вызывает также увеличение гидравлического сопротивления как пиковых водогрейных котлов, так и сетевых подогревателей. При увеличении гидравлического сопротивления падает скорость движения воды в трубах котла, из-за чего возникают явления пристенного кипения, приводящие к еще более интенсивному накипеобразованию и пережогу труб. Время пребывания воды в трубах водогрейного котла ПТВМ-100 при двухходовой схеме достигает 34 с, а при четырехходовой - 59 с, что существенно больше, чем в пиковых пароводяных подогревателях, где оно составляет 5-10 с. Для поддержания оптимальной скорости воды в трубах котла и требуемого давления за котлом необходимо увеличивать мощность сетевых насосов. Электрическую мощность сетевых насосов AN, кВт, затрачиваемую на преодоление гидравлического сопротивления, можно определить по формуле


Нормативное гидравлическое сопротивление котла ПТВМ-100 составляет ДЯ= 9,2 м, а пикового сетевого подогревателя ПСВ-315-14-23 АН- 5,5 м. По формуле (1.9) определим, как увеличится мощность насоса при увеличении гидравлического сопротивления пиковых водогрейных котлов и сетевых подогревателей при номинальном расходе воды через котел ПТВМ-100 2140 т/ч. Результаты расчетов представлены на рис. 1.25.


Опыт эксплуатации котлов ПТВМ-100 показал, что рабочее гидравлическое сопротивление этих котлов составляет не менее 20 м вод. ст. Из графика видно, что при увеличении гидравлического сопротивления котла ПТВМ-100 до 20 м мощность насоса увеличилась на 79 кВт, т.е. удельное увеличение расхода электроэнергии на собственные нужды составляет 0,79 кВт ч/Гкал. По России увеличение гидравлического сопротивления водогрейных котлов вызывает перерасход 150 млн кВт ч в год электроэнергии, что сопоставимо с годовой выработкой электроэнергии одной электростанцией средней мощности. Нормативное гидравлическое сопротивление пикового сетевого подогревателя почти в 2 раза ниже, чем у пикового водогрейного котла, и при одинаковой интенсивности накипеобразования затраты электроэнергии на преодоление сопротивления подогревателя будут меньше.

Пиковые сетевые подогреватели менее подвержены температурным разверкам, и в них невозможен пережог труб. В настоящее время в

России число ТЭЦ, на которых пиковая тепловая мощность покрывается с помощью пиковых сетевых подогревателей, невелико. Этому способствовала проводимая ранее активная политика по замене пиковых сетевых подогревателей на пиковые водогрейные котлы. Такая политика была обусловлена прежде всего низкими ценами на топливо и металл, а также ростом сезонных коммунально-бытовых нагрузок, для покрытия которых на ТЭЦ с пиковыми сетевыми подогревателями необходимы дополнительные резервы пара.

В настоящее время при изменении конъюнктуры цен на энергоносители, продукцию металлургического и машиностроительного комплекса назрела необходимость вернуться к использованию пиковых сетевых подогревателей как более надежных источников пиковой тепловой мощности. Нужно изменить соотношение между пиковыми тепловыми нагрузками, обеспечиваемыми пиковыми водогрейными котлами и сетевыми подогревателями, в сторону увеличения нагрузок последних там, где это выгодно по показателям надежности и экономичности. Особенно выгодно использование пиковых сетевых подогревателей на тепловых электростанциях, где имеются избытки отработавшего в турбинах пара, позволяющие получать дополнительную электрическую мощность на тепловом потреблении.

Таким образом, анализ современного состояния источников пиковой тепловой мощности показывает, что в их работе имеется ряд серьезных недостатков, вызывающих повреждения основного и вспомогательного оборудования, значительный перерасход топлива, электроэнергии на собственные нужды, увеличивающих затраты материальных средств на водоподготовку и ремонтно-восстановительные работы, не позволяющих в полной мере использовать преимущества теплофикации на ТЭЦ. Для устранения этих недостатков пиковых теплоисточников нами предпринята попытка разработать новый подход к эффективности обеспечения пиковой нагрузки систем теплоснабжения.

При разработке нового подхода к эффективности обеспечения пиковой нагрузки систем теплоснабжения очень важно четко сформулировать базовые принципы этого подхода и определить основные направления его реализации.

Проведенный анализ состояния источников пиковой тепловой мощности на отечественных ТЭЦ и собственный опыт работы по их совершенствованию позволяет сформулировать следующие основные положения нового подхода к эффективности обеспечения пиковой нагрузки систем теплоснабжения:

1. Существенное повышение экономичности источников пиковой тепловой мощности путем:

а) снижения температуры уходящих газов водогрейных котлов хотя бы до уровня энергетических котлов при работе на мазуте и глубокого охлаждения уходящих газов при работе на природном газе;

б) дополнения пиковых водогрейных котлов газотурбинными установками малой мощности и дополнения паровых котлов, используемых в качестве пиковых источников, паровыми турбинами малой мощности с противодавлением;

в) совершенствования технологий регулирования тепловой нагрузки ТЭЦ и создания технологий работы пиковых теплоисточников для низкотемпературного теплоснабжения, позволяющего полнее использовать преимущества теплофикации;

г) повышения коэффициента теплофикации и термодинамической эффективности действующих ТЭЦ за счет применения технологий, обеспечивающих рациональное использование отборов турбин при покрытии пиковой тепловой нагрузки;

д) разработки технологий работы источников пиковой тепловой мощности, обеспечивающих снижение энергозатрат на собственные нужды;

е) существенного снижения капитальных и эксплуатационных затрат на обработку подпиточной воды теплосети.

2. Радикальное повышение надежности источников пиковой тепловой мощности путем:

а) применения низкотемпературных режимов работы оборудования;

б) расширения использования пиковых сетевых подогревателей и сокращения использования водогрейных котлов на ТЭЦ;

в) повышения качества противокоррозионной обработки подпиточной воды теплосети;

г) постепенный переход к комбинированным системам теплоснабжения с децентрализованными источниками пиковой тепловой мощности.

Оба базовых принципа нового подхода - радикальное повышение надежности и экономичности - взаимосвязаны и взаимозависимы, поскольку включают дополняющие друг друга положения, которые требуют комплексного применения. При реализации этих принципов необходимо стремиться к тому, чтобы они не наносили ущерб друг другу, т.е. повышение экономичности пиковых теплоисточников не должно снижать их надежность и наоборот.

Разработанный нами новый подход к эффективности обеспечения пиковой нагрузки систем теплоснабжения полностью вписывается в существующую концепцию развития теплофикации России [29, 32], в которой предусматривается повышение экономичности источников пиковой тепловой мощности путем реконструкции существующих источников теплоты и создание новых пиковых тепловых мощностей в зонах теплопотребления.

Реализация сформулированных нами положений нового подхода позволяет повысить надежность и экономичность источников пиковой тепловой мощности до уровня основного теплофикационного оборудования современных ТЭЦ [55]. В последующих главах книги рассмотрены технические решения, в которых реализуется новый подход.

Шарапов В. И., Орлов М. Е. Технологии обеспечения пиковой нагрузки систем теплоснабжения. - М.: Издательство «Новости теплоснабжения», 2006.

Экспертиза

на главную