Научная статья на тему 'ЭФФЕКТИВНОСТЬ РЕКОНСТРУКЦИИ ТЕПЛОЭЛЕКТРОЦЕНТРАЛИ ЗА СЧЁТ УТИЛИЗАЦИИ ТЕПЛОТЫ ДЫМОВЫХ ГАЗОВ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ'

ЭФФЕКТИВНОСТЬ РЕКОНСТРУКЦИИ ТЕПЛОЭЛЕКТРОЦЕНТРАЛИ ЗА СЧЁТ УТИЛИЗАЦИИ ТЕПЛОТЫ ДЫМОВЫХ ГАЗОВ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ Текст научной статьи по специальности «Химические технологии»

CC BY
3
1
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
Ключевые слова
УТИЛИЗАЦИЯ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ ДЫМОВЫХ ГАЗОВ / ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТОПЛИВОИСПОЛЬЗОВАНИЯ КОТЛОВ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ ПРИ РАБОТЕ НА ПРИРОДНОМ ГАЗЕ

Аннотация научной статьи по химическим технологиям, автор научной работы — Бакиров Ф.Г., Ибрагимов Е.С.

Определён экономический эффект от проведения реконструкции всех энергетических котлов теплоэлектроцентрали с уменьшением температуры уходящих дымовых газов котлов до минимально допустимой по условиям безопасной эксплуатации дымовых труб. Расчёт экономического эффекта проведён для фактического режима работы оборудования теплоэлектроцентрали при работе на газовом топливе. Для уменьшения температуры уходящих дымовых газов котлов используются газо-водяные теплообменники, устанавливаемые в новых, байпасным основным, газоходах котлов. В качестве теплообменников рассмотрена возможность применения серийно выпускаемых промышленностью России калориферов КП4-Ск-11 и СО-110-01. Проведены расчётные исследования эффективности использования в качестве охлаждающей среды конденсата турбин и добавочной воды, компенсирующей потери пара и конденсата электростанции. Выявлено влияние изменения режима работы котлов в процессе их эксплуатации за анализируемый год работы электростанции на возможность обеспечения минимально возможной температуры их уходящих дымовых газов. Проведены расчёты экономии топлива за счёт утилизации тепловой энергии дымовых газов, увеличения затрат на собственные электрические нужды, затрат на реализацию рассмотренного технического решения для различных типов котлов, установленных на электростанции. Выявлено, что анализируемое техническое решение имеет приемлемый срок окупаемости при работе за один год котлов типа ТГМ-84 не менее 3228 часов (простой срок окупаемости 4,9 лет) и 6464 часов для котла типа БКЗ-210-140 ГМ (простой срок окупаемости 6,7 лет).

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

EFFICINCY OF RECONSTRUCTION OF THE THERMAL POWER PLANT DUE TO UTILIZATION HEAT OF FLUE GASES OF POWER BOILERS

The economic effect of the reconstruction of all power boilers of the thermal power plant with a decrease in the temperature of the outgoing flue gases of the boilers to the minimum permissible under the conditions of safe operation of the chimneys is determined. The calculation of the economic effect was carried out for the actual operating mode of the thermal power plant equipment when operating on gas fuel. To reduce the temperature of the outgoing flue gases of boilers, gas-cooled heat exchangers installed in new, bypass main, boiler flues are used. As heat exchangers, the possibility of using the KP4-Sk-11 and SO-110-01 heaters mass-produced by the Russian industry is considered. Computational studies of the efficiency of using turbine condensate and additional water as a cooling medium to compensate for the loss of steam and condensate of the power plant have been carried out. The influence of changes in the operating mode of boilers during their operation during the analyzed year of operation of the power plant on the possibility of ensuring the minimum possible temperature of their outgoing flue gases is revealed. Calculations of fuel economy due to utilization of thermal energy of flue gases, increased costs for own electrical needs, the costs of implementing the considered technical solution for various types of boilers installed at the power plant were carried out. It was revealed that the analyzed technical solution has an acceptable payback period when working for one year of boilers of the TGM-84 type at least 3228 hours (a simple payback period of 4.9 years) and 6464 hours for a boiler of the BKZ-210-140 GM type (a simple payback period of 6.7 years).

Текст научной работы на тему «ЭФФЕКТИВНОСТЬ РЕКОНСТРУКЦИИ ТЕПЛОЭЛЕКТРОЦЕНТРАЛИ ЗА СЧЁТ УТИЛИЗАЦИИ ТЕПЛОТЫ ДЫМОВЫХ ГАЗОВ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ»

Эффективность реконструкции теплоэлектроцентрали за счёт утилизации теплоты дымовых газов энергетических котлов

Бакиров Фёдор Гайфуллович,

д.т.н., профессор кафедры АТиТ Уфимского государственного авиационного технического университета, fgbakirov@bk.ru

Ибрагимов Евгений Самимович,

к.т.н., доцент кафедры АТиТ Уфимского государственного авиационного технического университета, Ibragimoves5757@mail.ru

Определён экономический эффект от проведения реконструкции всех энергетических котлов теплоэлектроцентрали с уменьшением температуры уходящих дымовых газов котлов до минимально допустимой по условиям безопасной эксплуатации дымовых труб. Расчёт экономического эффекта проведён для фактического режима работы оборудования теплоэлектроцентрали при работе на газовом топливе. Для уменьшения температуры уходящих дымовых газов котлов используются газоводяные теплообменники, устанавливаемые в новых, байпас-ным основным, газоходах котлов. В качестве теплообменников рассмотрена возможность применения серийно выпускаемых промышленностью России калориферов КП4-Ск-11 и СО-110-01. Проведены расчётные исследования эффективности использования в качестве охлаждающей среды конденсата турбин и добавочной воды, компенсирующей потери пара и конденсата электростанции. Выявлено влияние изменения режима работы котлов в процессе их эксплуатации за анализируемый год работы электростанции на возможность обеспечения минимально возможной температуры их уходящих дымовых газов. Проведены расчёты экономии топлива за счёт утилизации тепловой энергии дымовых газов, увеличения затрат на собственные электрические нужды, затрат на реализацию рассмотренного технического решения для различных типов котлов, установленных на электростанции. Выявлено, что анализируемое техническое решение имеет приемлемый срок окупаемости при работе за один год котлов типа ТГМ-84 не менее 3228 часов (простой срок окупаемости 4,9 лет) и 6464 часов для котла типа БКз-210-140 ГМ (простой срок окупаемости 6,7 лет). Ключевые слова: утилизация тепловой энергии дымовых газов, повышение эффективности топливоиспользования котлов электростанции при работе на природном газе.

Введение

Одним из возможных технических решений для повышения эффективности топливоиспользования на электрических станциях является утилизации тепловой энергии уходящих дымовых газов энергетических котлов. Для утилизации тепловой энергии возможно применение серийно изготавливаемых в России калориферов, устанавливаемых в газоходах котлов. Эффективность применения калориферов зависит как от типа котлов, так и от режимов их работы.

Актуальность темы исследования

Основной составляющей потерь тепловой энергии топлива для энергетических котлов являются потери теплоты с уходящими дымовыми газами, которые в несколько раз превышают все другие виды потерь. Поэтому, наибольший экономический эффект имеют мероприятия по реконструкции котлов с уменьшением данного вида потерь. Одним из способов уменьшения потерь является уменьшение температуры уходящих дымовых газов котлов. Для утилизации теплоты уходящих дымовых газов можно использовать дополнительно монтируемые в газоходах котла теплообменники. В качестве охлаждающей среды теплообменников могут быть использованы либо конденсат, образующийся в конденсаторах турбин, либо химически очищенная вода, используемые далее в тепловой схеме электростанции. Использование серийно выпускаемых теплообменников позволяет уменьшить затраты на их изготовление по сравнению с теплообменниками индивидуального изготовления. Но применение серийно изготавливаемого оборудования требует проведения выбора наиболее оптимального его типоразмера и количества монтируемых теплообменников в зависимости от типов котлов и режимов работы оборудования электростанции. Режимы работы и технические характеристики оборудования существенно изменяются во времени даже в пределах одной электростанции. Изменяются и расходы охлаждающих сред, которые могут быть использованы для теплосъёма от дымовых газов во вновь устанавливаемых теплообменниках. Таким образом, представляется актуальным выявить влияние на сроки окупаемости инвестиций режимов работы котлов, их типов, расходов и видов охлаждающей воды, имеющейся на электростанции. Расчётные исследования проведены для фактического режима работы в течение одного года теплоэлектроцентрали, оснащённой широко распространёнными в России котлами паропроизводительностью 420 т/ч (ТГМ-84) и 210 т/ч (БКЗ-210-140ГМ). В качестве серийно выпускаемого теплообменника для утилизации тепловой энергии дымовых газов котлов исследована эффективность применения калорифера типа КП4-Ск-11.

X X

о

го А с.

X

го т

о

2 О

м м

сч сч о сч

и?

о ш Ш X

<

т о х

X

Обзор исследования авторов

Известны различные технические решения, обеспечивающие утилизацию тепловой энергии дымовых газов [1-6]. В работах [1-2] проведён анализ эффективности реконструкции поверхностей нагрева существующих воздухоподогревателей котлов с целью интенсификации процессов теплообмена между газовыми и воздушными средами. Исследование эффективности оснащения котлов дополнительными теплообменниками не проводилось. Температуры уходящих дымовых газов котлов при этом техническом решении были выше, чем предельно допустимые по условиям безопасной работы дымовых труб электростанций. В работах [3-4] приведены данные анализа эффективности применения контактных водонагревателей различного типа для охлаждения дымовых газов. Но охлаждение дымовых газов в рассмотренных устройствах производилось до уровня температур меньшей, чем допустимая по условиям обеспечения безопасной работы дымовых труб электростанций. Анализ эффективности применения рекуперативных теплообменников в этих работах не проводился. В работах [5-6] приведены результаты исследований по выбору конструкции водоохлаждаемых теплообменников, обеспечивающих приемлимые для потенциального инвестора сроки окупаемости инвестиций. Выявлено, что наиболее оптимальным среди рассмотренных конструкций является применение в качестве водоохлаждаемых теплообменников калориферов котлов, например типа КП4-Ск-11. Но расчётные исследования были проведены только для одного из типов котлов, установленных на электростанции и только при среднегодовом режиме его работы. Исследования влияния на сроки окупаемости типа котлов, вида и расхода охлаждающей среды, изменения режима работы оборудования электростанции не проводилось.

Научная новизна

Новизна данной работы заключается:

- в определении эффективности монтажа газо-водя-ных теплообменников на основе калориферов КП4-Ск-11 и С0-110-01 на котлах типа ТГМ-84 и БКЗ-210-140ГМ при различных режимах их работы на теплоэлектроцентрали;

- в исследовании возможности и эффективности применения в качестве охлаждающей среды для газо-водя-ных теплообменников котлов конденсата от конденсаторов турбин и обессоленной воды, восполняющей потери пара и конденсата теплоэлектроцентрали при фактическом режиме работы;

- в расчёте необходимых капиталовложений и расчётном исследование влияния на срок их окупаемости режимов работы оборудования теплоэлектроцентрали.

Теоретическая часть

Вновь монтируемые теплообменники устанавливаются в построенных дополнительных газоходах котла, являющимися байпасными относительно существующих газоходов котла (рис. 1). Для отбора дымовых газов на теплообменники и возврат их в основной газоход используются вновь устанавливаемые дымососы. Все котлы теплоэлектроцентрали имели два газохода, поэтому байпасными газоходами, дымососами и теплообменниками были оснащены оба газохода котла. Вновь смонтированные теплообменники должны обеспечивать охлаждение дымовых газов котлов до темпера-

туры, обеспечивающей длительную безопасную эксплуатацию дымовых труб электростанции, составляющей 100 0С [7].

Особенностью работы теплоэлектроцентрали (в отличие от конденсационных электростанций) является существенное изменение отпуска тепловой энергии в зависимости от температуры наружного воздуха. Поэтому, величина выработки электрической энергии на тепловом потреблении (теплофикационная выработка), которая имеет минимальную себестоимость и будет востребована на оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ), имеет максимальное значение в отопительный период времени. В этот период времени турбины теплоэлектроцентрали работали с незначительным пропуском пара в конденсатор. В неотопительный период турбины теплоэлектроцентрали работали с существенно меньшим отпуском пара из отборов турбин, но с большим значением расхода пара в конденсаторы турбин для обеспечения выработки электроэнергии по конденсационному циклу. Себестоимость выработки электроэнергии по конденсационному циклу существенно выше, чем по теплофикационному. Поэтому, для обеспечения рентабельности теплоэлектроцентрали на ОРЭМ величина вырабатываемой конденсационной мощности и расход пара в конденсатор турбины имели ограниченный характер.

Рис. 1. Вновь монтируемые на одном из существующих газоходов котла 2 дымосос 3, байпасные газоходы 4 и 6, дополнительный теплообменник 5 с трубопроводами охлаждающей воды 1.

Таким образом, в отопительный период времени на теплоэлектроцентрали был достаточно большой расход обессоленный воды, компенсирующий потери конденсата пара, направляемого промышленным потребителям и незначительный расход конденсата из конденсаторов турбин. В неотопительный период на теплоэлектроцентрали был сравнительно незначительный расход обессоленный воды, но имелся существенно больший расход конденсата от конденсаторов турбин. Для анализа возможности использования конденсата от конденсаторов турбин в качестве охлаждающей среды для вновь устанавливаемых теплообменников были проведены расчёты количества образующегося конденсата от конденсаторов турбин в течение года работы теплоэлектроцентрали. В работе в течение года находились турбины ТГ 6, ТГ-7, ТГ-8 типа ПТ-60-130/13 и приключенная к ним турбина типа К-45-1,6. Минимальные и максимальные расходы пара в конденсаторы турбин в течение

года составили: для турбины ТГ-6 - 20 и 115 т/ч; для турбины ТГ-7 - 50 и 127 т/ч; для турбины ТГ-8 - 15 100 т/ч; для К-45-1,6 - 8 и 142 т/ч соответственно.

Из-за работы теплоэлектроцентрали, как по тепловому, так и по электрическому графику расходы пара в конденсаторы турбин в несколько раз отличаются друг от друга и от среднего значения в течение года. Так как и количество котлов, находящихся в параллельной работе на теплоэлектроцентрали изменяется в течение года, то были проведены расчёты максимально возможного расхода конденсата от конденсаторов турбин в каждый из месяцев рассматриваемого года работы, который можно направить на вновь монтируемые теплообменники котлов. Так же был проведён анализ возможности применения в качестве охлаждающей среды добавочной воды, восполняющей потери пара и конденсата на электростанции, включая не возврат конденсата от потребителей электростанции (далее - обессоленная вода). На расход обессоленной воды существенное влияние оказывал режим работы теплоэлектроцентрали в течение года. В таблице 1 приведены результаты расчёта максимально возможного расхода конденсата от конденсаторов турбин и обессоленной воды на каждый котёл теплоэлектроцентрали находившегося в работе в случае оснащения теплообменниками всех котлов теплоэлектроцентрали.

Таблица 1.

Максимально возможный по режиму работы теплоэлектроцентрали расход конденсата или обессоленной воды на все теплообменники, каждого из находившихся в работе котлов

Месяц Общее время Расход конден- Расход обес-

работы котлов сата на оба соленной воды

за месяц, час теплообменника каждого из находившихся в работе котлов в среднем за месяц, т/ч на оба теплообменника каждого из находившихся в работе котлов в среднем за месяц, т/ч

Январь 2343 19,7 88,5

Февраль 2059 12,9 93,5

Март 1668 13,3 107

Апрель 2253 30,5 80,1

Май 2235 43,7 64,3

Июнь 2370 70,9 53

Июль 2237 87,9 57,5

Август 2912 91,7 47,5

Сентябрь 2253 79 60,4

Октябрь 2377 70,6 64,6

Ноябрь 2134 26,3 91,1

Декабрь 2178 26,5 96,7

В среднем за 27019 51,9 74,9

год

ственно либо конденсат, либо обессоленная вода) после теплообменников направлялась в тепловую схему станции в деаэраторы 1,2 ата, работающие при температуре 104 0С. Поэтому, нагрев охлаждающей среды при расчётах в теплообменниках не превышал 100 0С. Величина нагрева охлаждающей среды и охлаждение дымовых газов в теплообменниках регулировалось за счёт изменения расхода дымовых газов, отбираемых на теплообменники за счёт вновь установленного дымососа. В каждом из газоходов котла установлены теплообменники, состоящие либо из четырёх калориферов КП4-Ск-11, либо двух калориферов С0-110-01 (по тепловой мощности в рассматриваемых условиях работы два калорифера СО-110-01 примерно соответствуют четырём калориферам КП4-Ск-11 [6]). Результаты расчёта нагрева конденсата в теплообменниках и температуры уходящих газов, выполненные для одного из котлов станционный номер 14 теплоэлектроцентрали, приведены в табл. 2.

Таблица 2.

Температуры уходящих газов котла №14 при охлаждении теплообменников конденсатом от конденсаторов турбин все котлы оснащены теплообменниками)

Месяц Температура уходящих газов котла №14 после установки теплообменников Расход конденсата на теплообменники котла, т/ч

Январь Температура конденсата после теплообменников выше 100 0С 19,7

Февраль Температура конденсата после теплообменников выше 100 0С 12,9

Март Температура конденсата после теплообменников выше 100 0С 13,3

Апрель Температура конденсата после теплообменников выше 100 0С 30,5

Май Температура конденсата после теплообменников выше 100 0С 43,7

Июнь 106 70,9

Июль 120 87,9

Август 122 91,7

Сентябрь 113 79

Октябрь 111 70,6

Ноябрь Температура конденсата после теплообменников выше 100 0С 26,3

Декабрь Температура конденсата после теплообменников выше 100 0С 26,5

Расчёт процессов теплообмена во вновь установленных теплообменниках проведён в соответствии с методикой, приведённой в «Тепловой расчёт котлов. Нормативный метод». Расчёт проведён для каждого месяца работы каждого из котлов при расходах охлаждающей среды, не превышающих приведённых в табл. 1. Температура конденсата на выходе из конденсаторов турбин принималась по фактическим отчётным данным теплоэлектроцентрали. Температура обессоленной воды незначительно изменялась в течение года и была равна 38 0С. Охлаждающая теплообменники среда (соответ-

Таким образом, в течение семи месяцев в году расхода конденсата, образующегося в конденсаторах турбин теплоэлектроцентрали, недостаточно для обеспечения отсутствия его нагрева в теплообменниках котла на величину, не превышающую 100 0С при охлаждении дымовых газов. Поэтому, несмотря на положительные стороны применения в качестве охлаждающей среды конденсата от конденсаторов турбин (относительно невысокая температура, деаэрированная и химически очищенная среда), из-за особенностей режима работы теплоэлектроцентрали его применение в качестве охлаждающей среды при условии оснащения всех котлов электростанции дополнительными теплообменниками оказалось неэффективным. Применение в качестве охлаждающей среды для теплообменников обессоленной воды обеспечило возможность теплосъёма от дымовых газов для всех типов рассмотренных котлов и их фактических режимов работы без её нагрева на выходе

X X

о

го А с.

X

го т

о

ю

2 О

м м

сч сч

0 сч

и?

01

о ш Ш X

<

т о х

X

из теплообменников до температур более 100 0С. Результаты расчёта температуры уходящих газов до и после монтажа новых теплообменников при применении в качестве охлаждающей среды обессоленной воды приведены в таблице 3.

Таблица 3.

Температуры уходящих газов (в числителе после, в знаменателе до теплообменников) при охлаждении теплообменников обессоленной водой при оснащении теплообменни-

Месяц Котёл №8 Котёл №11 Котёл №12 Котёл №13 Котёл №14 Котёл №16

Январь 102 129 - 107 133 102 125 102 123 97 116

Февраль 102 131 - 105 131 - 103 131 105 130

Март 102 132 - 106,5 132 - 105,5 130 -

Апрель 104,5 135 106,5 135 104,5 130 102,5 129 105 130 -

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

Май 102,5 136 107 138 104,5 131 102 128 103,5 130 -

Июнь 102 135 106,5 137 105 132 102 129

Июль 102 133 110,7 142 105 133 108 137 113 139 -

Август 6 8 о|со 110,5 140 - 107 136 111 137 -

Сентябрь 104 133 115 143 - 105 134 105,2 130 97 116

Октябрь 108,7 136 112 139 102 126 104,5 132 102 128 -

Ноябрь 102 130 105,5 134 105 133 108 135 - 100 124

Декабрь - 104 132 104 132 - 102 125 96 117

В среднем за год 103,2 133,7 108,5 137,5 105,2 131,8 104,8 132,1 105,1 130,7 102,3 120,3

Температуры уходящих дымовых газов в газоходах котлов после смешения с потоком дымовых газов после теплообменников на основе вышеуказанных типов калориферов в отдельные месяцы рассмотренного года работы теплоэлектроцентрали превысили планируемое значение в 102 0С. Таким образом, тепловой мощности 8 штук калориферов типа КП4-Ск-11 на котёл (по четыре на каждый газоход котла) не всегда было достаточно для необходимой величины теплосъёма. Но величина отклонения от заданного значения температуры не превысила 3 градусов в среднем за год работы для всех котлов теплоэлектроцентрали, за исключением котла №11. Этот котёл находился в недостаточно хорошем техническом состоянии, из-за чего температура его уходящих дымовых газов была выше, чем у остальных котлов теплоэлектроцентрали. Среднегодовая температура уходящих дымовых газов котла №11 была 137,5 0С, тогда как у остальных котлов того же типа ТГМ-84 находилась в диапазоне 130,7 0С 133,7 0С. Таким образом, тепловой мощности двух теплообменников, установленных в обоих газоходах котла, выполненных на основе четырёх штук калориферов типа КП4-Ск-11 каждый (или двух штук калориферов типа С0-110-01), достаточно для уменьшения температуры дымовых газов рассмотренных типов котлов на 25 0С - 30 0С в зависимости от их режима работы и технического состояния. Температура

уходящих газов котла №16 типа БКЗ-210-140ГМ была существенно ниже, чем у остальных котлов электростанции типа ТГМ-84, и в среднем за год составила 120,30С. Поэтому, монтаж двух теплообменников на основе 4 штук калориферов типа КП4-Ск-11 каждый привёл к излишне большому теплосъёму от дымовых газов. В результате температура уходящих газов за четыре месяца года была меньше, чем предельно допустимая 102 0С. Уменьшение числа калориферов в каждом теплообменнике до одной штуки приводит к недостаточной тепловой мощности теплообменников, что вызывает повышение температуры уходящих дымовых газов в среднем за год до 105,8 0С. Поэтому, представляется целесообразным для обеспечения максимально возможного эффекта от реконструкции газоходов котлов типа БКЗ-210-140ГМ монтировать теплообменники из 4 штук калориферов каждый, так же как и для котлов типа тГМ-84. При этом чтобы температура уходящих дымовых газов не была бы ниже 102 0С, необходимо несколько уменьшить площадь теплообмена в калориферах. Например, за счёт соответствующего профилирования сечения газохода на входе в калориферы, перегораживающего поток дымовых газов на часть трубок калориферов. Расходы обессоленной воды, обеспечивающие охлаждение дымовых газов до вышеприведённых значений температур для котла типа ТГМ-84 находились в диапазоне 43 - 96,7 т/ч, а для котла типа БКЗ-210-140ГМ находились в диапазоне 23,4 - 31 т/ч.

Таким образом, расхода обессоленной воды фактически имевшегося на теплоэлектроцентрали достаточно для охлаждения теплообменников котлов за каждый месяц их работы. Использование тепловой энергии дымовых газов для нагрева обессоленной воды приводит к повышению эффективности использования тепловой энергии топлива. Но нагрев обессоленной воды во вновь монтируемых теплообменниках вызывает уменьшение отпуска тепловой энергии из регулируемых отборов турбин, за счёт которой до реконструкции происходил нагрев воды. Для сохранения электрической мощности существующих паровых турбин на прежнем уровне необходимо увеличить расход пара в конденсаторы турбин. Конденсационная выработка электроэнергии вызывает увеличение расхода тепловой энергии относительно имевшей ранее выработки электроэнергии по теплофикационному циклу отборным паром турбин. Что приводит к увеличению расхода топлива после реконструкции. Кроме того, для отвода уходящих дымовых газов котлов на вновь монтируемые теплообменники необходим монтаж дополнительных дымососов. Расходы отбираемых дымовых газов имеют значительную величину. Например, для котла №14 (типа ТГМ-84) расход отбираемых дымовых газов на каждый из теплообменников в зависимости от фактически имевшего место режима работы находился в диапазоне 133 243 тыс. куб. м/час. Сопротивление теплообменников при этом изменялось в зависимости от режима работы котла в диапазоне 758 - 2385 Па. Поэтому, для отбора дымовых газов на каждый из теплообменников достаточно хорошо по своим характеристикам подошёл дымосос типа ДН-26К, снабжённый электродвигателем с числом оборотов 595 об. / мин. Так как КПД дымососа был достаточно высоким в исследованных режимах работы, то применять регулируемый привод электродвигателя (например ЧрП) было нецелесообразным. Для котла №8 (типа бКЗ-210-140ГМ) расход отбираемых дымовых газов на каждый из

теплообменников в зависимости от фактически имевшего место режима работы находился в диапазоне 63 -119 тыс. куб. м/час, а сопротивление теплообменников изменялось в диапазоне 678 - 3037 Па. Было выявлено, что при работе на этих параметрах выпускаемые промышленностью дымососы всех известных авторам типов обладают низким КПД. Поэтому, расчёты для этого типа котла были проведены так же при применении дымососа типа ДН-26К, как и для котлов типа ТГМ-84. Монтаж регулируемого привода электродвигателя на напряжение 6 кВ не рассматривался, так как это вызвало бы существенное увеличение затрат на реализацию проекта. Затраты электрической энергии на привод мощных дымососов приводят к увеличению затрат на покупку электроэнергии на собственные нужды. Результаты расчёта эффективности анализируемого технического решения с учётом, как положительных, так и отрицательных его сторон приведены в таблице 4.

Таблица 4.

Величина эффекта от реконструкции котлов теплоэлек-

Показатель Котёл №8 Котёл №11 Котёл №12 Котёл №13 Котёл №14 Котёл №16

Увеличение КПД котла «брутто», % 1,46 1,58 1,45 1,5 1,39 0,978

Уменьшение количества сжигаемого топлива за счёт повышения КПД котла, тонн условного топлива, т.у.т. 1116 1909 1943 1184 2209 488

Увеличение конденсационной выработки, МВт 0,52 1,07 1,04 0,996 1,04 0,605

Увеличение расхода топлива из-за увеличения конденсационной выработки, т.у.т. 391 662 678 413 769 162

Итоговое уменьшение количества сжигаемого топлива, т.у.т. 725 1247 1265 771 1440 326

Увеличение потребляемой мощности на собственные нужды (на приводы двух дополнительных дымососов без ЧРП, плюс насоса перекачки охлаждающей воды), кВт 200 320,9 367,9 296,8 349,4 135,6

Увеличение электрических собственных нужд, тыс. кВт ч 1295, 6 1552, 4 1862, 7 958,1 2012, 7 318,5

Время работы котла за год,ч 6464 4838 5062 3228 5760 2349

минераловатных МП-100 2000Х1000Х60 - 4200 руб./куб. м; арматуры диаметром 14 мм - 90 руб./метр; трубы стальной диаметром 80 мм - 625 руб./метр. Длина трубопроводов охлаждающей воды до теплообменника и обратно - 206 метров. Стоимость задвижки 30с41нж Ду 80 - 12 900 руб. Стоимость насоса GRUNDFOSNB 50160/127 - 140,2 тыс. руб. Стоимость выключателя вакуумного нагрузки ВВР-10-20 - 221 тыс. руб., кабеля силового ААБл-10-3-120 - 1305 руб./метр. Стоимость дымососа ДН-26К - 3 694 тыс. руб. Расчёт затрат на монтаж производился в соответствии с прейскурантами ГЭСН 24-01-001-3, ГЭСН 24-01-032-2, ГЭСН 26-01-009, ГЭСН 09-03039-02. Суммарные расчётные затраты на реконструкцию обоих газоходов котла приведены в таблице 5.

Таблица 5.

Суммарные затраты на реконструкцию газоходов одного котла

Номер Наименование Затраты, тыс. руб. Доля от общих затрат, %

1 Суммарные затраты на строительство новых газоходов, изготовление и монтаж двух теплообменников, дымососов, выключателей и кабелей 12967,6 90,3

1.1 Из них затраты на изготовление теплообменников (без затрат на строительно-монтажные работы) 666,3 5,1

1.2 Из них затраты на строительство трубопроводов охлаждающей теплообменники воды 2130 14,8

1.3 Из них затраты на дымососы 7246,8 50,5

2 Затраты на проект монтажа газоходов и теплообменников 705,3 4,9

3 Прочие и неучтённые расходы 683,7 4,8

4 Итого общие затраты (п. 1 + п. 2 + п. 3) 14356,6 100

Утилизация тепловой энергии уходящих дымовых газов котлов позволяет значительно уменьшить количество сжигаемого топлива. Но его величина в значительной степени определяется временем нахождения котлов в работе и типом котла.

Практическая значимость

В качестве оценки экономической эффективности рассматриваемого технического решения были проведены расчёты срока окупаемости инвестиций. Расчёт затрат проведён для теплообменников, состоящих из калориферов КП4-Ск-11, по четыре калорифера в каждом теплообменнике. Расчёт затрат на поставку материалов, оборудования и комплектующих для изготовления байпасных газоходов, трубопроводов охлаждающей воды и их опор, приобретения и монтаж дымососов, насоса подачи охлаждающей воды, выключателей нагрузки, кабелей, трубопроводов, теплоизоляции, изготовления фундаментов проведён при нижеприведённых данных. Стоимость калорифера определена по данным возможного поставщика [8] и составила 83 291 руб. за штуку. Стоимости: уголка 80Х80Х7 из оцинкованной стали - 1013 руб./метр; стали листовой оцинкованной толщиной 1,5 мм - 15 тыс. руб./тонну; матов прошивных

В связи с тем, что дымососы, тип и число калориферов, применяемых для изготовления теплообменников для котлов типа ТГМ-84 и БКЗ-210-140ГМ было выбрано одинаковым, то и затраты на реконструкцию газоходов котлов имели равное значение. Показатели эффективности реконструкции котлов теплоэлектроцентрали, рассчитанные по фактическому режиму работы котлов в течение года эксплуатации, приведены в таблице 6. Расчёты выполнены для цены природного газа 4387 руб./т.у.т., цены покупки электроэнергии на собственные нужды 1 руб. 48 коп./кВт ч.

Таблица 6.

Расчётные показатели эффективности проекта рекон-

Наименование показателя Котёл №8 Котёл №11 Котёл №12 Котёл №13 Котёл №14 Котёл №16

Уменьшение затрат на топливо 3180 5471 5549 3382 6317 1428

Увеличение затрат на покупку электроэнергии на собственные нужды 1041 2298 2757 471 2979 471

Время работы котла за год,ч 6464 4838 5062 3228 5760 2349

Суммарный эффект за год 2139 3173 2792 2911 3338 957

Затраты на реализацию проекта 14356 ,6 14356 ,6 14356 ,6 14356 ,6 14356 ,6 14356, 6

Простой срок окупаемости, лет 6,7 4,5 5,1 4,9 4,3 15,0

X X О го А С.

X

го т

о

Таким образом, для всех рассмотренных котлов типов БКЗ-210-140ГМ и ТГМ-84 срок окупаемости имел

ю

2 О

м м

сч сч о сч

о ш Ш X

приемлемое для инвестирования значение, за исключением котла №16. Большой срок окупаемости для котла №16 связан с более низкой, чем у других котлов, величиной температуры уходящих дымовых газов и незначительным временем работы котла в анализируемом году

- 2349 часов. При увеличении числа работы этого котла до 5262 часов простой срок окупаемости составил бы 6,7 лет.

Выводы

1. Монтаж дополнительных газо-водяных теплообменников во вновь монтируемых газоходах котла для утилизации тепловой энергии уходящих дымовых газов при работе котла на газовом топливе позволяет обеспечить значительную экономию топлива. Общая расчётная величина экономии топлива при реконструкции газоходов всех котлов теплоэлектроцентрали, состоящей из пяти котлов типа ТГМ-84 и одного типа БКЗ-210-140ГМ, при фактическом режиме работы составила 5774 т.у.т. за год.

2. Простой срок окупаемости технического решения составил 4,3 - 6,7 лет в зависимости от режима и длительности времени нахождения котлов в работе. Срок окупаемости рассмотренного технического решения так же существенно зависит от типа реконструированного котла. Для котлов типа ТГМ-84 срок окупаемости почти в 1,5 раза меньше, чем для котла типа БКЗ-210-140ГМ .

3. В качестве охлаждающей среды для теплообменников котлов теплоэлектроцентрали, работающей как по электрическому, так и по тепловому графику, при реконструкции всех котлов теплоэлектроцентрали, целесообразно использовать обессоленную воду, вырабатываемую для компенсации потерь пара и конденсата.

Литература

1.Storm S., DeCaprio M.[Recent Regenerative Airheater Improvements at HECo Kahe Point, Oahu], [Electric Power Conference], 2011, pp. 10-12.

2. Storm S., Guffre J. [Experiences with Regenerative Air Heater Performance Evaluations & Optimization], [POWERGEN Europe], 2010, pp.1-18.

3. Аронов, И.З. Контактный нагрев воды продуктами сгоранияприродного газа / И.З. Аронов. - 2-е изд., пере-раб. и доп. - М.:Недра, 1974. - 280 с.

4. Соснин Ю.П. Высокоэффективные газовые контактные водонагреватели / Ю.П. Соснин, Е.Н. Бухаркин.

- 4-е изд., испр. и доп. - М.: Стройиздат, 1988. - 375 с.

5.Ibragimov E., Cherkasov S. [Improving the Efficiency of Power Boilers by Cooling the Flue Gases to the Lowest Possible Temperature under the Conditions of Safe Operation of Reinforced Concrete and Brick Chimneys of Power Plants], [MATEC Web of Conferences, Volume 245 (2018), International Scientific Conference on Energy, Environmental and Construction Engineering (EECE-2018)], 2018, pp. 1-6.

6.Бакиров Ф.Г., Ибрагимов Е.С. Выбор оптимальной конструкции газоводоохлаждаемого теплообменника для утилизации теплоты дымовых газов энергетического котла// Инновации и инвестиции. 2022, №1, С. 122127.

7.РД 153-34.1-21.523-99. Инструкция по эксплуатации железобетонных и кирпичных дымовых труб и газоходов на тепловых электростанциях. - М.: ОРГРЭС, 2000. - 30 с.

8. Центр промышленного оборудования «ТД «КОМ-ТЕХ»». Калориферы КП4-Сн (КП4-Скс) вентиляционного и теплообменного оборудования в Екатеринбурге, цены. Калорифер КП4-Сн-11 (КП4-Ск-11).1^:Шко1^е1гш/ (дата обращения 03.04.2022 г.).

Efficincy of reconstruction of the thermal power plant due to utilization

heat of flue gases of power boilers Bakirov F.G., Ibragimov E.S.

Ufa State Aviation Technical University

JEL classification: C10, C50, C60, C61, C80, C87, C90_

The economic effect of the reconstruction of all power boilers of the thermal power plant with a decrease in the temperature of the outgoing flue gases of the boilers to the minimum permissible under the conditions of safe operation of the chimneys is determined. The calculation of the economic effect was carried out for the actual operating mode of the thermal power plant equipment when operating on gas fuel. To reduce the temperature of the outgoing flue gases of boilers, gas-cooled heat exchangers installed in new, bypass main, boiler flues are used. As heat exchangers, the possibility of using the KP4-Sk-11 and S0-110-01 heaters mass-produced by the Russian industry is considered. Computational studies of the efficiency of using turbine condensate and additional water as a cooling medium to compensate for the loss of steam and condensate of the power plant have been carried out. The influence of changes in the operating mode of boilers during their operation during the analyzed year of operation of the power plant on the possibility of ensuring the minimum possible temperature of their outgoing flue gases is revealed. Calculations of fuel economy due to utilization of thermal energy of flue gases, increased costs for own electrical needs, the costs of implementing the considered technical solution for various types of boilers installed at the power plant were carried out. It was revealed that the analyzed technical solution has an acceptable payback period when working for one year of boilers of the TGM-84 type at least 3228 hours (a simple payback period of 4.9 years) and 6464 hours for a boiler of the BKZ-210-140 GM type (a simple payback period of 6.7 years). Keywords: utilization of thermal energy of flue gases, increasing the efficiency

of fuel use of the power plant. Referenses

1. Storm S., DeCaprio M. [Recent Regenerative Airheater Improvements at

HECO Kahe Point, Oahu], [Electric Power Conference], 2011, pp. 1012.

2. Storm S., Guffre J. [Experiences with Regenerative Air Heater Performance Evaluations & Optimization], [POWER-GEN Europe], 2010, pp.1-18.

3. Aronov I.Z. Contact Heating of Water by Natural Gas Combustion Products.

2nd ed., revisedand enlarged ed. -- M.: Subsoil, 1974. -280 p.

4. SosninYu.P.,Bukharkin E.N. Contact High-efficiency Gas Water Heaters.4nd ed., revisedandenlarged ed. M.:Stroyizdat, 1988.-375 p.

5. Ibragimov E., Cherkasov S. [Improving the Efficiency of Power Boilers by

Cooling the Flue Gases to the Lowest Possible Temperature under the Conditions of Safe Operation of Reinforced Concrete and Brick Chimneys of Power Plants], [MATEC Web of Conferences, Volume 245 (2018), International Scientific Conference on Energy, Environmental and Construction Engineering (EECE-2018)], 2018, pp. 1-6.

6. Bakirov F.G, Ibragimov E. S. Choosing the optimal design of a gas water

cooled heat exchanger for utilization of the flue gas heat of an energy boiler// Innovation and investment], -2022, no. 1, pp. 122-127.

7. RD 153-34.1-21.523-99. Instructions of operating for reinforced concrete

and brick chimneys and flue-gas ducts in thermal power plants]. M.: ORGRES, 2000. - 30 p.

8. The center of industrial equipment "TD "KOMTECH"". Heaters KP4-Ch

(KP4-Scs) of ventilation and heat exchange equipment in Yekaterinburg, prices. Heater KP 4-Ch-11 (KP4-Sk-11). https://tdkomteh.ru / https://tdkomteh.ru/ (accessed 03.04.2022).

<

m о x

X

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.