Содержание к диссертации
Введение
1 Объект исследований, постановка задач 7
1.1 Основные результаты исследований, полученные при опытных сжиганиях березовского угля 7
1.2 Краткое описание котла П-67 блока 800 МВт 9
1.3 Системы очистки поверхностей нагрева 12
1.4 Результаты исследований теплообмена в период освоения котла П-67 и опыт его длительной эксплуатации 24
1.5 Задачи и методы исследований 27
2 Экспертная оценка качества, шлакующих, загрязняющих свойств березовского и других канско-ачинских углей и их влияния на экономичность котлов Березовской ГРЭС-1 29
2.1 Основные характеристики углей 29
2.2 Экспертная оценка шлакующих и загрязняющих свойств углей 39
3 Разработка рекомендаций по модернизации комплексной системы очистки поверхностей нагрева 54
3.1 Бизнес-план внедрения дополнительного комплекса очистки 54
3.2 Обеспечение надежности паровых обдувочных аппаратов, нестационарный температурный режим сопловой головки 62
3.3 Результаты расчета зон очистки поверхностей нагрева конвективной шахты 67
4 Промышленные исследования тепловой эффективности поверхностей нагрева котлов П-67 76
4.1 Методика испытаний 77
4.2 Результаты испытаний котла ст. № 1 81
4.3 Результаты испытаний котла ст. № 2 90
Основные результаты работы 101
Список использованных источников 103
Приложения
- Краткое описание котла П-67 блока 800 МВт
- Экспертная оценка шлакующих и загрязняющих свойств углей
- Обеспечение надежности паровых обдувочных аппаратов, нестационарный температурный режим сопловой головки
- Результаты испытаний котла ст. № 1
Введение к работе
Выход российской экономики из кризиса в начале XXI века и надежды на ее последующее устойчивое развитие однозначно связываются с возрастанием спроса на электрическую и тепловую энергию.
В планах развития отечественной энергетики на ближайшее десятилетие предполагается увеличение выработки электроэнергии свыше 20% при росте потребления угля с 2005 по 2015 гг. более чем на 40% [1, 2]. Это согласуется с мировой тенденцией роста потребления угля, в частности на 25,3% за последние три года, в то время как приросты использования атомной энергии за этот период составили 3,9%, нефти - 5,9%, гидроэнергетики - 7,6%), природного газа - 9,1%о [3]. Последние данные по развитию топливно-энергетического комплекса России представлены на рисунках 1,2 [4, 5].
91.6 ЖЕ
171.1
200 I г
2005г
2010г. |пмлн. Пал Ирлл рд. і. Вт <4І
2015 г.
160.4
2001г.
2010г.
2005 г. |Ргаз Онгфтетоплибо Ригель I
122.3
213,1
2015 г.
Рисунок 1 - Планы выработки электрической и тепловой энергии в РФ
Рисунок 2 - Потребность в топливе РФ, млн. т условного топлива
В структуре топливного баланса тепловых электростанций Сибири, ранее относившихся к ОАО «Сибирьэнерго», твердое топливо составляет свыше 90%) (рисунок 3).
Ш 2% б%
Кузнецкий *' ">J>
Рисунок 3 - Топливный баланс тепловых электростанций Сибири
Большинство экспертов считает, что рост угольной энергетики будет покрываться в основном за счет ввода крупных котлов с традиционным факельным сжиганием угля. В перспективе планируется строительство мощных угольных электростанций в зоне КАТЭКа с передачей электроэнергии в энерге- тически дефицитные районы Западной Сибири, Урала и за рубеж. В частности, РАО «ЕЭС России» и Государственной электросетевой корпорацией Китая в 2006 г. подписано соглашение о разработке технико-экономического обоснования проекта поставки электроэнергии из России в Китай в объеме около 60 млрд. кВтч в год. Этот проект предполагает широкомасштабное строительство новых генерирующих объектов, в том числе на канско-ачинских углях.
Общие запасы угля Канско-Ачинского угольного бассейна, пригодные для открытой добычи, превышают 160 млрд. т. Одним из наиболее перспективных среди добываемых открытым способом канско-ачинских углей (рисунок 4) является Березовское месторождение, бурый уголь которого в связи с низкой зольностью и низким содержанием серы часто называют «экологически чистым». Близкими по характеристикам считаются угли новых Ново-Алтатского и Ключинского разрезов, поставляемых в ограниченных количествах на Березовскую ГРЭС-1.
Негативное отношение, препятствующее более широкому использованию этих углей в энергетике, связано с интенсивным шлакованием и загрязнением поверхностей нагрева котлов. На стадиях опытных сжиганий березовского угля в различных котельных агрегатах, наладки, исследований и длительной эксплуатации специально разработанных «головных» котлов П-67 блоков 800 МВт Березовской ГРЭС-1, не удалось в полной мере устранить эти недостатки. Образование шлаковых глыб на топочных экранах, разрушающих холодную воронку, комоды и шнеки при падении, низкая тепловая эффективность ширм и конвективных поверхностей нагрева котлов привела к значительному повышению температур по газовому тракту с соответствующим снижением надежности и экономичности котельной установки, увеличению выбросов золы и оксидов азота в атмосферу. В результате перемаркировки максимальная мощность блоков Березовской ГРЭС-1 в 2000 г. была снижена на 100 МВт.
Рисунок 4 - Разрезы канско-ачинских углей (КАУ) |Степановск1ш[_-
Реформирование российской электроэнергетики, связанное с преобразованием Федерального оптового рынка электроэнергии и мощности в конкурентный оптовый рынок электроэнергии и формированием розничных рынков электроэнергии, созданием Федеральной сетевой компании, Системного оператора,
Администратора торговой системы, реформированием региональных вертикально-интегрированных энергокомпаний (АО-энерго) путем отделения функций производства электроэнергии от ее передачи и сбыта, требует повышения внимания к проблемам надежности и экономической эффективности ТЭС [4-8]. При существующих темпах ввода генерирующего оборудования и объемов выбытия, принятых в схеме развития РАО «ЕЭС России», дефицит мощности с учетом обеспечения необходимого резерва может возникнуть к 2010 г. [9] (рисунок 5). ) a f 4W
Ч 30,0 ОЗС Северп Запада
18*0-^' г
ОЗС. Востока' ?
ОЗС Сибири
Выбытие мощностей на 2030 г, ГВт [ 45 ! экономическое І 6І техническое
Итого: более 300 ГВт
ОЗС Центра \
1.8 тяг
ОЗС Средней Волги івказаГ'"'
ОЗС Северного Кзвказа^^--
Потребность в доп. мощностях, ГВт РТ1 Дефицит мощности, 2010 г. 7Ш Дефицит мощности, 2020 г. Ш1 Дефицит мощности, 2030 г.
Рисунок 5 - Ожидаемый дефицит мощности в Российской Федерации
Объект исследования - головной котел сверхкритического давления П-67 паропроизводительностью 2650 т/ч блока 800 МВт Березовской ГРЭС-1 с комплексной системой очистки его поверхностей нагрева.
Предмет исследования - процессы теплообмена при сжигании березовского и ряда других углей Канско-Ачинского бассейна.
Цель работы - повышение бесшлаковочной мощности и экономичности крупных котельных агрегатов при сжигании шлакующих углей на основе экспериментальных исследований тепловой эффективности поверхностей нагрева котлов П-67 с применением современных средств очистки. Основные задачи исследования:
Экспертная оценка качества, шлакующих, загрязняющих свойств березовского и других канско-ачинских углей и их влияния на экономичность котлов Березовской ГРЭС-1.
Разработка рекомендаций по модернизации комплексной системы очистки поверхностей нагрева от наружных отложений, оптимизация схем размещения обдувочных аппаратов, параметров и режимов их работы. Составление и реализация бизнес-плана.
Промышленные исследования тепловой эффективности поверхностей нагрева котлов П-67 при длительной эксплуатации до и после комплексной модернизации системы очистки поверхностей нагрева с повышением базовой мощности блока.
4. Разработка рекомендаций по проектированию поверхностей нагрева мощных котельных агрегатов с современными средствами очистки при сжигании шлакующих топлив.
Методы исследований включают в себя численные (компьютерные программы Coral, Тракт, Furnace, ctFIow, Field, ANSYS, Energy-Invest) и экспериментальные исследования с использованием современной информационной системы АСУТП ЗАО «Интеравтоматика» с тарировкой контрольных сечений по газовому тракту.
Научная новизна заключается в определении критериев шлакования и загрязнения поверхностей нагрева котла ГІ-67 с учетом изменения качества березовского и других канско-ачинских углей; получении новых экспериментальных данных об изменении тепловой эффективности поверхностей нагрева при сжигании березовского угля, различных способах очистки и режимах работы мощных котельных агрегатов, необходимых при их проектировании и модернизации; в результатах анализа с использованием математического моделирования топочного процесса нестационарного температурного режима сопловых головок глубоковыдвижных аппаратов паровой обдувки перед ширмами на выходе из топки, позволяющего выбрать параметры обдувочного пара, обеспечивающие надежность их работы; в разработке инженерной методики расчета зон эффективной и безопасной паровой обдувки поверхностей нагрева.
Практическая значимость работы заключается в следующем: результаты длительного изучения характеристик товарного березовского угля, база данных по коэффициентам тепловой эффективности котлов П-67 и рекомендации по конструкции конвективных поверхностей нагрева с учетом размещения и расчетной эффективности средств очистки используются при модернизации существующих и проектировании новых котельных агрегатов; разработка и успешное внедрение дополнительной системы очистки топочной камеры, ширм на выходе из топки и поверхностей нагрева конвективной шахты обеспечили увеличение на 70 МВт бесшлаковочпой мощности блока и повышение КПД котла П-67 на 0,5%. Выполнение этой работы в комплексе с другими мероприятиями позволило к 2005 г. Березовской ГРЭС-1 стать одной из самых экономичных федеральных электростанций РАО «ЕЭС России» [10, 11]. На защиту выносятся:
Результаты экспертной оценки качества, шлакующих, загрязняющих свойств березовского и других углей Канско-Ачинского бассейна и их влияния на экономичность котельных агрегатов.
Рекомендации по внедрению дополнительных средств очистки котлов П-67. Результаты расчета экономической состоятельности проекта.
Результаты балансовых испытаний и данные по тепловой эффективности поверхностей нагрева котлов П-67 до и после модернизации комплексной системы очистки за период свыше 15 лет.
Рекомендации по проектированию и реконструкции ширмовых и конвективных поверхностей нагрева с эффективной системой очистки.
Краткое описание котла П-67 блока 800 МВт
Объектом исследования является котел П-67 энергоблока 800 МВт Березовской ГРЭС-1 (рисунок 1.1). Березовская ГРЭС-1 - одно из крупнейших энергетических предприятий юга Красноярского края, связанного с угольным разрезом «Березовский-1» 15-тикилометровым угольным конвейером производительностью 4500 т/ч, аналогов которому нет в России. В настоящее время в работе находятся два блока.
Прямоточный газоплотный однокорпусный котел Пп-2650-255 (П-67) (рисунок 1.2) Т-образной компоновки с квадратным сечением топки 23x23 м с тангенциальным многоярусным расположением горелок предназначен для работы в блоке с турбиной К-800-240-5.
Котел Подольского машиностроительного завода (ЗиО) размещен в котельном отделении главного корпуса (рисунок 1.3) и рассчитан на сжигание березовского угля. Проектная производительность котла - 2650 т/ч, параметры пара: давление -255/38 кгс/см , температура -545С. Стены топки и газоходов выполнены из цельносварных газоплотных панелей, каркасы котла и здания совмещены, все поверхности нагрева кроме воздухоподогревателя подвешены к каркасу.
Для размола топлива котел оснащен 8-ю мельницами-вентиляторами (MB 3300/800/490), которые расположены по две с каждой стороны квадратной топки. Номинальная производительность каждой мельницы 70 т/ч при R]0oo b5%, Ri)o=55% и вентиляции 200 тыс. м3/ч. Сушка топлива осуществляется дымовыми газами, отбираемыми из поворотных камер через специальные экранированные газоходы, где они охлаждаются до 680С. Температура аэросмеси регулируется присадкой холодных газов из тракта рециркуляции. Температура за мельницей составляет 140-180С.
Для равномерного распределения по ярусам горелок пылегазовых потоков над сепаратором каждой мельницы-вентилятора установлен вихревой пыледе-литель. С целью лучшего заполнения факелом холодной воронки горелки наклонены вниз на 10. В нижней части топки была предусмотрена подача части горячего воздуха (до 8%) на нижнее дутье вдоль скатов холодной воронки через 16 сопл по встречно-смещенной схеме для снижения мехнедожога с провалом, однако они были демонтированы в связи с низкой надежностью. основной пролет котельного отделения; II- вспомогательные пролеты (открылки и бункерно-деаэраторные отделения); ПРЧ - потолочная радиационная часть; НРЧ - нижняя радиационная часть; ВРЧ - верхняя радиационная часть; ХВ - холодная воронка; ШПП -ширмовый пароперегреватель; КПП - конвективный пароперегреватель; ФБТ - фестон боковой стены топки; ПТВ (ПТШ) - подвесные трубы топки (шахты); ЭКО - водяной экономайзер; 1 - хребтовые балки (Б1-Б6); 2 - экраны топки и конвективные шахты; 3 - ширмовые пароперегреватели высокого давления I, II и III ступеней (ШПП); 4 - ширмовый вторичный пароперегреватель (ШВП); 5 - конвективный пароперегреватель высокого давления (КПП); 6 -конвективный вторичный пароперегреватель низкого давления (КВП); 7 - водяной экономайзер (ЭКО); 8 - потолочный пароперегреватель (ПРЧ); 9 - паро-паровой теплообменник (ППТО); 10 - горелки; 11 - теплый ящик; 12 - бункеры дробеочистки; 13 - мельница-вентилятор; 14 - мостовой кран КМ-100Б1; 15 - полноповоротный кран КПП-10; 16 - дымосос рециркуляции; 17 - мостовой кран 30/5 т; 18 - бункеры угля; 19 - транспортеры и питатели угля; 20 - батарейные циклоны; 21 - пылегазовоздухопроводы. Для снижения температуры в зоне горения и на выходе из топки применяется рециркуляция дымовых газов из газоходов за водяным экономайзером при температуре 360С, которые проходят через устройства золоочистки и транспортируются двумя дымососами рециркуляции.
В проекте котла предусматривался тангенциальный ввод в верхнюю часть топки рециркулирующих газов, создающих вращение, противоположное вращению основного факела с целью снижения общего уровня и выравнивания поля температур газов на выходе из топки. Расчетная температура факела 1250-1260С. Расчетная температура газов на уровне низа ширм второй ступени без учета газов рециркуляции в верх топки составляет 1145С, а с учетом подачи в верх топки 14% рециркулирующих газов - 1075С. Средняя температура газов на выходе из топки при этом равна соответственно 1102 и 1032С [43].
Котел П-67 впервые в России был спроектирован с комплексной системой очистки поверхностей нагрева (рисунок 1.2), которая включала в себя: 158 маловыдвижных паровых обдувочиых аппаратов типа ОГР-У завода «Ильмари-не», 12 дальнобойных аппаратов водяной обдувки типа АВО завода «Котлоочистка», 8 глубоковыдвижных аппаратов водяной обдувки типа ОВГ, предложенных Таллинским политехническим институтом, 10 мощных сопл ( 7 МВт) паровой «пушечной» обдувки (ОППС), разработанных Ростовским участком завода «Котлоочистка» для очистки ширм на выходе из топки, 58 глубоковыдвижных аппаратов паровой обдувки типа ОГ-12 завода «Ильмарине» для очистки ширм горизонтального газохода первичного и промежуточного перегрева пара, уникальную систему дробеочистки поверхностей нагрева конвективной шахты завода «Котлоочистка» и пневмоимпульсную очистку газоходов за котлом.
Для достижения поставленной в диссертационной работе цели определяющую роль играет разработка рекомендаций по модернизации комплексной системы очистки поверхностей нагрева от наружных отложений, оптимизация схем размещения обдувочиых аппаратов, параліетров и режимов их работы. ДЛЯ подготовки к решению этой задачи был выполнен краткий аналитический обзор отечественных и зарубежных систем очистки поверхностей нагрева.
При росте отложений на топочных экранах и снижении их тепловой эффективности повышается температура газов на выходе из топки, что приводит к шлакованию ширм и интенсификации процессов загрязнения конвективных поверхностей нагрева, росту температурных разверок пароперегревателя, снижению регулировочного диапазона по впрыскам, ограничениям по тяге дымососов. В периоды вынужденных остановов котлов растут затраты на расшлаковку. Ограничение мощности котлов приводит к недовыработке электроэнергии, падению прибыли. Снижение КПД котла приводит к перерасходу топлива, увеличению выбросов в атмосферу золы, оксидов азота, углекислого газа.
Проблемы шлакования и загрязнения поверхностей нагрева котлов могут решаться по двум направлениям: - создание и внедрение новых технологий сжигания и конструкций котлов; - использование средств очистки, которые в процессе эксплуатации обеспечивают работу поверхностей нагрева с допустимым уровнем шлакования и загрязнения поверхностей нагрева.
Если первое направление требует больших затрат средств и времени для того, чтобы изменить технологию, произвести реконструкцию котельных агрегатов, то второе направление - внедрение средств очистки поверхностей нагрева -менее затратно и быстро окупается. По нашим оценкам внедрение водяной очистки топки и паровой обдувки пароперегревателя и водяного экономайзера позволяет повысить КПД котла не менее, чем на 0,5%. А это экономия топлива свыше 10 тыс. т. натурального топлива в год для котла П-67. С другой стороны это повышение бесшлаковочной мощности котла и выработка дополнительной электроэнергии более, чем на 5%, увеличение непрерывной кампании котла, исключение или сокращение затрат на механическую очистку, снижение температуры уходящих газов и существенное повышение эффективности электрофильтров.
Экспертная оценка шлакующих и загрязняющих свойств углей
Оценка шлакующих и загрязняющих свойств (ранжирование) углей выполнена с использованием показателей, рассчитываемых по химическому составу зольного остатка, как для отдельных проб, так и для среднего состава по программе «Coral», разработанной ВТИ по алгоритму УралВТИ [68, 93].
От интенсивности образования на трубах наружных отложений и уровня их стабилизации зависят такие показатели работы котлов, как коэффициент полезного действия (КПД) и бесшлаковочная мощность. Снижение КПД котла приводит к перерасходу топлива, а уменьшение бесшлаковочной мощности сокращает производство и реализацию дополнительной электроэнергии.
За рубежом широко распространено деление образования наружных отложений на шлакование (slagging) и загрязнение (fouling). Под шлакованием обычно понимается процесс образования отложений в топке, а под загрязнением - в конвективных поверхностях нагрева (пароперегреватель, экономайзер, воздухоподогреватель).
Давно известно и подтверждено многочисленными исследованиями существование критической температуры газов, названной температурой начала шлакования (Тшл), выше и ниже которой отложения существенно отличаются по составу, прочностным свойствам и скорости роста. К шлакованию мы относим процесс образования отложений при температурных условиях выше Тшл, а к загрязнению - при более низких температурах газов.
Железистые отложения образуются медленно путем налипания при темпе ратуре газов свыше 900С и обладают высокой прочностью. В зоне температур газов выше температуры начала шлакования железистые отложения формируются в виде первичного слоя. Определяющую роль в образовании железистых отложений играет пиритное железо или количество пиритной (сульфидной) серы в пересчете на зольный остаток. Образование железистых отложений, обогащенных Ре20з до 80% на экранах и до 65% на ширмах и пароперегревателе при температуре газов свыше 900С происходит как в топках с жидким, так и с твердым шлакоудалением. Темп их образования и прочность выше в топках с твердым шлакоудалением. Чем меньше склонность к образованию железистых отложений, тем меньше прочность отложений в топке и выше эффективность очистки топочных экранов.
Сульфатно-кальциевые отложешш - прочные, медленно растущие отложения на конвективных поверхностях нагрева, которые при отсутствии эффективной обдувки упрочняются во времени за счет процессов сульфатизации. Сульфатно-кальциевые отложения относительно медленно упрочняются во времени, поэтому их удаление современными средствами очистки в сыпучем или рыхлом виде наиболее предпочтительно.
Отложения на базе активных щелочей образуются при сжигании «соленых» углей, которые в настоящей работе не рассматривались. Экспертная оценка шлакующих и загрязняющих свойств энергетических топлив основывается на анализе поведения минеральной части при пылеуголыюм сжигании и выполняется по следующим параметрам: - рейтингу топлива, дающему качественную оценку склонности топлива к шлакованию поверхностей нагрева и образованию золовых отложений; - температуре начала шлакования; - предельно допустимым значениям (по условиям шлакования и загрязнения поверхностей) расчетных реперных температур газов в котле и тепловых напряжений сечения топки.
Шлакующие и загрязняющие свойства топлив определяются и оцениваются в зависимости от физико-химических характеристик топлива, состава его минеральной части, а также от режима сжигания топлива в котле.
Эмпирические зависимости для расчета отдельных параметров, характеризующих шлакующие и загрязняющие свойства энергетических топлив, получены на основе обобщения результатов экспериментальных исследований поведения минеральной части ряда характерных типов топлив (так называемых нормированных топлив). По этим данным построены базовые зависимости указанных параметров от физико-химических характеристик топлив и его минеральной части, которые приведены к единым условиям сжигания топлив - нормированным параметрам котла.
Получаемые при нормированных параметрах котла экспертные оценки шлакующих и загрязняющих свойств оказываются в большинстве случаев достаточно представительными для прогнозирования шлакующих и загрязняющих свойств топлив. Уточнение шлакующих и загрязняющих свойств анализируемого топлива осуществляется при задании реальных параметров котла. Основными физико-химическими характеристиками топлива являются: - полный элементный состав топлива; - теплота сгорания топлива; - содержание кислых и основных компонентов минеральной части топлива.
Более достоверная оценка достигается при дополнительном использовании данных специальных анализов топлива и его минеральной части, включающих: - содержание пиритной серы в элементном составе топлива (Sp) либо содержание в минеральной части топлива растворимого в азотной кислоте железа (Fe203paCTB); - содержание в минеральной части топлива ионообменного либо водорастворимого натрия; - содержание в минеральной части топлива связанного карбонатного кальция.
Для ряда групп топлив из отдельных месторождений или бассейнов (так называемых нормированных групп топлив) по результатам проведенных экспериментальных исследований получены обобщающие, усредненные зависимости для расчета содержания в них пиритной серы в зависимости от содержания общей серы. Последние дополнительно используются для анализируемого топлива в тех случаях, когда отсутствуют данные о содержании в нем Sp либо Ре20зраетв, и при условии, что это топливо входит в какую-либо из нормированных групп топлив. Для некоторых нормированных групп топлив аналогичная оценка может быть выполнена и для ионообменного натрия.
Режим сжигания топлива в котле оценивается по температуре газов в топке при адиабатическом сгорании топлива и дифференцируется по реперному значению коэффициента избытка воздуха в основных горелках (ссгор): сжигание топлива с агор 1 либо сжигание топлива (ступенчатое) с агор = 1.
Обеспечение надежности паровых обдувочных аппаратов, нестационарный температурный режим сопловой головки
Надежность и долговечность паровых обдувочпых аппаратов зависит в значительной степени от нестационарного температурного режима обдувочпых труб в зоне высоких температур.
Температура газов на выходе из топки котла П-67 при мощности блока 700-730 МВт по результатам балансовых испытаний 2003 г. достигала 1160С. Ширмы ШПП-2 расположены в зоне температур газов выше температуры начала шлакования ( 950С) и интенсивно шлакуются с образованием значительных масс отложений, опасных для холодной воронки топки. Аппараты ОГ-12, расположенные за ШПП-2, недостаточно эффективны. Пушечная обдувка ШПП-2 способна удалять лишь массивные «бороды» на лобовой и нижней образующей ширм, но практически не повышает тепловую эффективность ШПП-2 и вызывает опасения, связанные с долговечностью труб при раскачке ширм с большой амплитудой.
Для эффективной очистки ШПП-2 на котле П-67 Березовской ГРЭС-1 и фирмой Clyde-Bergemann было установлено 12 паровых обдувочных аппаратов типа RK-SL (в дополнение к 68 аппаратам ОГ-12) с глубиной выдвижения сопловой головки 12 м и системой компенсации прогиба обдувочной трубы (рисунки 3.6-3.7).
Сопловая головка и обдувочная труба (диаметром 114x6мм), изготовленные из нержавеющей стали, охлаждаются обдувочным паром, истекающим из двух сопл диаметром в узком сечении 27 мм. Скорость поступательного перемещения сопловой головки 1,44 м/мин. Аппарат рассчитан на давление пара до 60 кгс/см2(6,1 МПа) с температурой 410С. Если глубоковыдвижные аппараты будут запитань! от конвективного промежуточного пароперегревателя, то давление пара на выходе из коллектора КВП будет составлять - 33 кгс/см2(3,3 МПа), I а температура 450С при нагрузке блока 700 МВт.
Со снижением нагрузки давление падает и, соответственно, снижается интенсивность охлаждения сопловой головки и эффективность обдувки. Потери давления в достаточно длинных подводящих паропроводах в клапане аппарата могут превышать 10 кгс/см (1,0 МПа).
Температура наружной стенки обдувочной трубы и сопловой головки определялась на первом этапе путем решения одномерной нелинейной задачи нестационарной теплопроводности по программе ВТИ, а позже по краевым условиям автора были выполнены расчеты трехмерной задачи по программе AN-SYS.
Изменение температур газов и воспринятого теплового потока по глубине выдвижения сопловой головки на выходе из топки (переменные граничные условия второго рода) характеризует зональный расчет топки П-67 по инженерной компьютерной программе «Furnace», разработанной в ВТИ Карасиной Э.С. [95, 96] (рисунки 3.8-3.10). Рисунок 3.8 - Расчетное изменение температур газов по высоте топки (до пережима) котла П-67 при нагрузке 800 МВт
Расход пара на обдувку при давлении 20 кгс/см2 (2,0 МПа) и температуре 450С составляет для аппарата ОГ-12 9,2 т/ч, а при давлении 10 кгс/см (1,0 МПа) - 4,6 т/ч. Коэффициент теплоотдачи конвекцией (а2) при продольном омывании с внутренней стороны обдувочной трубы для перегретого пара рассчитывался в зависимости от давления, температуры и скорости пара и диаметра трубы в соответствии с Нормами теплового расчета котлов [90].
Для давления 2,0 МПа а2 « 960 Вт/(м2К), а для давления 1,0 МПа а2 « 510 Вт/(м К). Начальная температура стенки сопловой головки принималась равной 70С. Результаты расчетов по одномерной модели показали (рисунок 3.11), что снижение давления обдувочного пара с 2,0 МПа до 1,0 МПа приводит к росту максимальной температуры стенки сопловой головки с 567 до 651С. Из этого следует, что использование обдувочного пара, забираемого из КВП, может привести к снижению надежности и долговечности обдувочных труб глубоковыдвижных аппаратов.
Расход пара на обдувку для аппарата RK-SL при давлении 2,0 МПа и температуре 300С составляет 6,32 т/ч, а при давлении 1,0 МПа - 3,12 т/ч. Коэффициент теплоотдачи конвекцией при продольном омывании с внутренней стороны обдувочной трубы для давления 2,0 МПа - а2= 721 Вт/(м К), а для давления 1,0 МПа - а2 = 392 Вт/(м2К). Изменение воспринятых тепловых потоков в зоне аппарата принималось по результатам более корректного зонального расчета топки «aFlow» (Дектерев А.А., [97]).
Глубина выдвижения аппарата, м Рисунок 3.13 - Изменение воспринятых тепловых потоков в зоне действия глубоковыдвижных паровых обдувочных аппаратов на выходе из топки по двум программам зональных расчетов топки Таким образом, впервые выполненные расчеты нестационарного температурного режима сопловых головок глубоковыдвижных обдувочных аппаратов на выходе из топки с использованием результатов математического моделирования позволили обосновать необходимость повышения давления обдувочного пара за счет перевода от схемы отбора пара из линии промперегрева к схеме от первого отбора турбины.
Результаты испытаний котла ст. № 1
На котле № 1 летом 2003 г. на основе бизнес-плана модернизации комплекса очистки по контракту с фирмой Clyde-Bergemann GmbH была внедрена система водяной обдувки топочных экранов с системой диагностики шлакования и автоматического управления (FACOS) дальнобойными аппаратами типа WLB, установленными в три яруса (рисунок 4.4).
На выходе из топки перед ШПП-2 было установлено 12 глубоковыдвижных паровых обдувочных аппаратов типа RK-SL и в конвективной шахте 76 многосопловых паровых обдувочных аппаратов RK-SB для очистки конвективных пакетов первичного пароперегревателя (КПП), вторичного пароперегревателя (КВП) и части водяного экономайзера (ВЭ). Параметры обдувочного пара были повышены за счет перевода от схемы отбора пара из линии промперегрева к схеме от первого отбора турбины. Летом 2005 г. была смонтирована система нижнего дутья и проведены балансовые испытания котла при сжигании с "грубым" помолом топлива и загрузкой нижних ярусов горелок.
В настоящее время обеспечена высокая готовность всех обдувочных аппаратов вследствие повышения качества их обслуживания и ремонта. Постоянно контролируется картина шлакования топочных экранов. Не допускается образование и падение крупных глыб, опасных для шлаковых комодов и шнеков системы шлакоудаления.
С целью обоснования перемаркировки блока с повышением электрической мощности проводились балансовые испытания котла П-67 ст. № 1 в длительной эксплуатации, основные результаты которых приведены в настоящем разделе.
Коэффициент тепловой эффективности топки после механической очистки в 2003 г. увеличился с 0,26 до 0,34, достигая 0,387, и поддерживался в период зимнего максимума нагрузок. Коэффициент тепловой эффективности ширм на выходе из топки (Ш-2) после летнего останова на ремонт в 2003 г. увеличился с 0,30 до 0,45, а в период зимнего максимума нагрузок при эффективной работе глубоковыдвижных аппаратов паровой обдувки RK-SL увеличивался до 0,56. Коэффициент тепловой эффективности ширм третьей ступени (Ш-3), очищаемых глубоковыдвижными аппаратами паровой обдувки ОГ-12 завода «Ильма-рине», после останова на ремонт увеличился с 0,62 до 0,71, но за период длительной эксплуатации было зафиксировано снижение коэффициентов тепловой эффективности до 0,51 при выходе из строя нескольких аппаратов. Коэффициент тепловой эффективности ширм первой ступени (Ш-1), очищаемых аппаратами ОГ-12, после останова на ремонт увеличился с 0,64 до 0,81 и за период длительной эксплуатации снижался до 0,51 в связи с низкой надежностью аппаратов.
Коэффициенты тепловой эффективности ширм вторичного пара (ШВП), очищаемые аппаратами ОГ-12, после останова на ремонт остались загрязненными, но после повышения параметров обдувочного пара и более частого включения аппаратов (1 раз в сутки против 1 раза в трое суток) зафиксировано повышение коэффициента тепловой эффективности с 0,4 до 0,65, а в 2005 г. до 0,71.
Коэффициент тепловой эффективности поверхностей нагрева шахматного конвективного пароперегревателя (КПП) после механической очистки увеличился с 0,31 до 0,47, но стабилизации уровня загрязнений не произошло: было зафиксировано снижение у до 0,22 в связи с низкой надежностью многосопловых паровых обдувочных аппаратов RK-SB. Коэффициент тепловой эффективности шахматного конвективного вторичного пароперегревателя (КВП) после механической очистки увеличился с 0,46 до 0,53 (максимум до 0,56) и в эксплуатации мог снизиться до 0,4, но в 2006 г. после увеличения числа опор обдувочных труб аппаратов RK-SB достигал 0,56.
Коэффициент тепловой эффективности плотных шахматных пакетов водяного экономайзера (ВЭ) после механической очистки составлял 0,68-0,75, но в период длительной эксплуатации снижался до 0,48. Коэффициент использования воздухоподогревателя после эффективной мехочистки повышался с 0,65 до 0,81, а в длительной эксплуатации вновь снижался до 0,65-0,68.
f На блоке ст. № 2 (как и ранее на блоке ст. № 1) была внедрена информаци онная система АСУ ЗАО "Интеравтоматика". Для повышения равномерности и эффективности очистки топочных экранов было установлено 8 дальнобойных аппаратов водяной обдувки типа ОВД-1 (позже ОВД-2), 34 температурные вставки для диагностики шлакования, внедрена система пирометрического контроля факела «ПИК-5». На выходе из топки перед ШПП-2 было установлено 12 глубоковыдвижных паровых обдувочных аппаратов типа ОГ-12, а в конвективной шахте 50 многосопловых паровых обдувочных аппарата ОКШ. Коэффициент тепловой эффективности ширм первой ступени (Ш-1), очищаемых аппаратами ОГ-12, в период длительной эксплуатации снижался до 0,58. Коэффициенты тепловой эффективности ширм вторичного пара (ШВП), очищаемых аппаратами ОГ-12, имеют достаточно высокий уровень - 0,6-0,73. Коэффициент тепловой эффективности поверхностей нагрева конвективного пароперегревателя (КПП), очищаемого многосопловыми аппаратами ОКШ крайне низок и составляет в последнее время 0,31-0,35. Стабилизация уровня загрязнения не достигнута. Коэффициент тепловой эффективности конвективного вторичного пароперегревателя (КВП) составляет 0,48-0,57. Коэффициент тепловой эффективности водяного экономайзера (ВЭ) после низкоэффективной механической очистки составлял 0,53, но в длительной эксплуатации снижался до 0,48. Коэффициент использования воздухоподогревателя в длительной эксплуатации снижался до 0,67. Необходимо рассмотреть вопросы его механической очистки в период останова и применения дробеочистки и траверсных паровых обдувочных аппаратов «на ходу».
Похожие диссертации на Повышение тепловой эффективности поверхностей нагрева мощных котельных агрегатов при сжигании шлакующих углей
