CC BY
32
УДК 621.311 DOI: 10.17213/0321-2653-2017-1-50-53
К ВОПРОСУ МОДЕРНИЗАЦИИ КОТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ УГОЛЬНЫХ ТЭС
TO THE PROBLEM OF BOILER EQUIPMENT COAL PLANTS MODERNIZATION
© 2017 г. В.Н. Балтян, Н.Н. Ефимов, А.Д. Цхяев
Балтян Василий Николаевич - д-р техн. наук, профессор, кафедра «Тепловые электрические станции и теплотехника», Южно-Российский государственный политехнический университет (НПИ) имени М.И. Платова, г. Новочеркасск, Россия.
Ефимов Николай Николаевич - д-р техн. наук. профессор, зав. кафедрой «Тепловые электрические станции и теплотехника», Южно-Российский государственный политехнический университет (НПИ) имени М.И. Платова, г. Новочеркасск, Россия. E-mail: efimov@novoch.ru
Цхяев Андрей Дикранович - соискатель кандидатской диссертации, нач. отдела реализации проектов филиала ЭНЕКС (ОАО) ЮжВТИ.
Baltyan Vasiliy Nikolaevich - Doctor of Technical Sciences, professor, department «Thermal power stations and heat transfer engineering», Platov South-Russian State Polytechnic University (NPI), Novocherkassk, Russia.
Efimov Nikolay Nikolaevich - Doctor of Technical Sciences, professor, head of department «Thermal power stations and heat transfer engineering», Platov South-Russian State Polytechnic University (NPI), Novocherkassk, Russia. E-mail: efimov@novoch.ru
Tskhiaev Andrey Dikranovich - head of projects ENEX (OJSCo) affiliate YgVTI, PhD thesis competitor.
Предложен метод выбора направления рациональной модернизации котельного агрегата ТЭС на полную или частичную замену элементов его оборудования с точки зрения как технологических, так и экономических аспектов в зависимости от реакционной способности используемого топлива. Показано, что более полная модернизация котельного агрегата, работающего на низкореакционном угле, приводит к большим экономическим результатам, в то время как реконструкция котлов на высокореакционных топливах практически не изменяет КПД брутто котельного агрегата.
Ключевые слова: модернизация; котельный агрегат; высоко- и низкореакционное топливо; потери тепла с уходящими газами и механическим недожогом топлива.
The paper proposes a method for choosing the direction of rational modernization of thermal power plant boiler unit for full or partial replacement of the elements of its equipment. It is proposed to make both technological and economic aspects, depending on the reaction capacity of the fuel used. It is shown that a complete modernization of the boiler unit operating at low-reactive coal resulting in great economic. But reconstruction of the boiler on the highly reactive fuels practically do not change the gross efficiency of the boiler unit.
Keywords: modernization; boiler unit; high- and low-reactive fuels; the loss of heat from the exhaust gases and mechanical incomplete combustion of fuel.
Ассортимент отечественных энергетических углей весьма разнообразен - от низкореакционных, высокозольных антрацитовых штыбов до хорошо воспламеняемых каменных и бурых углей [1]. Для их эффективного использования требуется как высокоэффективное новое котель-
ное оборудование, так и обоснованная модернизация многочисленных котельных агрегатов, находящихся в эксплуатации [2, 3]. При этом предполагается, что модернизация должна быть рациональной в плане как технологическом, так и экономическом. С другой стороны, модерниза-
ция и обновление оборудования определяют надежность работы оборудования котельного агрегата и его физический ресурс [4].
В работе предлагаются некоторые оригинальные методические аспекты решения поставленной задачи. Конкретно рассматривается наиболее обширный класс отечественного котельного оборудования, реализующего технологию факельного сжигания углей мелкодисперсного помола в камерном топочном объеме [5, 6]. Существующие методики выбора направления их модернизации имеют формальный характер и их использование, как показывает опыт, зачастую приводит к реализации избыточных затратных реконструктивных решений. В частности, на практике присутствует единообразный подход к модернизации котлов, сжигающих как антрациты, так и, например, длиннопламенные угли.
Проиллюстрирует вышеизложенное анализ ситуации на Томской ГРЭС-2, работающей на газовых и длиннопламенных углях сибирских месторождений. Объектом модернизации явились котлы БКЗ-210-140, БКЗ-220-100 и ТП-230 [7]. Три из четырех предложенных альтернативных вариантов решения поставленной задачи предусматривали практически полную замену модернизируемого оборудования. Такой инновационный подход, как свидетельствуют реализованные объекты-аналоги, гарантирует требуемые технологические результаты, но сопряжен со значительными капитальными затратами.
В противовес «тотальной», когда может быть рекомендована полная замена отработавшего оборудования, авторы ориентируются на выборочную модернизацию проблемных элементов оборудования. В целом суть ее выражается в выборе рационального направления модернизации, соответствующего особенностям сжигаемого угля, а также выявлении конструктивных и технологических элементов котлов, модернизация которых обеспечит максимальный экономический и экологический эффект при минимальных материальных затратах.
Известно, что характеристики топлива, используемого в топках котельных агрегатов, оказывают влияние на экономичность процессов сжигания [8]. Поэтому исходными для оценки перспективного направления модернизации котлов принимаются: реакционная способность сжигаемого угля, характеризуемая выходом летучих на горючую массу Vх'; среднеэксплуата-ционный коэффициент полезного действия (брутто) пк.
На рис. 1 в качестве аргумента принята величина Vг. Интересующие зависимости построены на основе обработки обширного массива экспериментальных и эксплуатационных данных по котлам, эксплуатируемым в различных регионах Российской Федерации [7]. Разнотипное оборудование здесь объединено общим признаком -процесс камерного сжигания реализуется в призматических топках, спроектированных в соответствии с действующими отечественными нормами.
п, %
92 90 88 86 84 82 94
ЕДпк 1 —V4 'Г 3
/
/ <1 -Д ✓ К
< * f! ' \ /
0
10
20
30
40
V г, %
Рис. 1. Область значений КПД пылеугольных котлов в зависимости от V в сжигаемых углях
Кривая 1 представленной области соответствует максимальному уровню рассматриваемого показателя, зафиксированному на действующем оборудовании при рациональной модернизации. Очевидно, что на нем в значительной или полной мере реализован весь современный набор позитивных технологических и эксплуатационных решений, определяющих его экономическую эффективность. Кривая 2 соответствует эксплуатационным характеристикам оборудования котельного агрегата с низшим уровнем эффективности. Внутри области располагается оборудование с промежуточными показателями, / - анализируемый вариант. Кривая 3 отражает экономическую эффективность, которую можно получить при максимально возможной модернизации оборудования котельного агрегата. Поскольку предела модернизации быть не может, с учетом капитальных затрат, такая модернизация отличается от рациональной.
Очевидно, что на оборудовании, располагающемся внутри приведенной области (между кривыми 1 и 2), конструктивными и режимными мероприятиями можно достичь его верхнего уровня эффективности. Данный возможный диапазон роста КПД Апкг- нами классифицируется
как «ресурс модернизации». Здесь модернизация подразумевает внедрение на рассматриваемом объекте наиболее успешных конструктивных и режимных решений, реализованных на объектах-аналогах (горелочные устройства, дисперсные характеристики угольной пыли, температурный, воздушный режимы топки и т.д.).
Из рис. 1 следует важный для практики вывод - количественное значение «ресурса модернизации» по показателю пк весьма существенно зависит от величины V, т.е. от марки сжигаемого угля. Для антрацитов = 2 - 4 %) эффект от модернизации котла Апк может составлять до десятка и более процентов, что делает его модернизацию в большом числе реальных случаев весьма перспективной.
Экономическое условие перспективности данных ситуаций можно оценить зависимостью
(Апкг / 100)ВК Ц t k > Згмод,
где Апкг- - «ресурс модернизации» /-го варианта, % ; Вк - максимальный часовой расход условного топлива на котел, тут/ч; Ц - цена сжигаемого топлива, руб./тут; t - годовое число часов использования установленной мощности котла, ч/год; k - срок возврата капитала, год; Згмод - затраты на модернизацию котла, руб.
И, наоборот, при больших значениях Vг (каменные, газовые, длиннопламенные угли), когда диапазон Апкг- несущественен, возможности технологического маневра за счет модернизации оборудования ограничены, а зачастую вообще отсутствуют.
Чь <?4, %
Аналогичный методический прием может быть применен при анализе перспективности реализации конкретных инновационных проектов. «Инновационный ресурс» - ХАп^ - данных проектов представляется как разность между КПД котла после внедрения инновационных мероприятий и текущим среднеэксплуатацион-ным его значением. Все приведенные выше выводы применительно к «ресурсу модернизации» качественно сохраняются, а количественно претерпят изменения в соответствии с обеспечиваемым внедренными мероприятиями уровнем экономичности.
Для реализации метода выборочной (целевой) модернизации оборудования промышленного котла представим его состоящим из нескольких основных технологических подсистем: топка с горелочными устройствами; конвективная шахта; система очистки дымовых газов. Обратимся к данным о реальной структуре теплового баланса действующих котлов [9]. На рис. 2 по аналогии с предыдущим анализом приведены массивы данных о тепловых потерях находящихся в промышленной эксплуатации котлов - с уходящими газами q2; с механическим недожогом q4 - в зависимости от содержания в сжигаемых углях летучих на горючую массу Vг. Другие составляющие теплового баланса - с химическим недожогом, q5 - в окружающую среду, q6 - с физическим теплом шлака) в силу своей небольшой величины на конечные результаты не влияют и из анализа исключены.
О 10 20 30 40 50 Vг, %
Рис. 2. Области эксплуатационных значений тепловых потерь q2 и д4 в зависимости от Vгсжигаемых углей
Ориентируясь на характер поведения представленных тепловых потерь, можно заключить, что итоговую динамику Апк определяют их количественные изменения. На них приходится и основная доля располагаемого «ресурса модернизации» анализируемых котлов. В первую очередь это касается потери q4, а соответственно, определяющих ее топочных процессов. Имеющийся «ресурс модернизации» на конкретном котле можно реализовать за счет внедрения технических мероприятий из числа освоенных на объектах-аналогах: схема расположения горелок; конструкция горелок; организация воздушного режима топочной камеры; выбор режима шлако-удаления и пр.
Следует учитывать, что для углей с малым Vг (антрациты) значительный «ресурс модернизации» может быть еще существенно увеличен за счет внедрения на котле инновационных технологий сжигания, например, в циркулирующем кипящем слое. Экономическая целесообразность реализации такого затратного мероприятия может быть обеспечена достигаемым значительным эффектом. Наоборот, для углей с большим Vг «ресурс модернизации» существенно сужается, а при Vг больше 20 - 25 % он становится ничтожным, исключающим экономическую эффективность практически любых модернизаций. Этот ресурс не может быть расширен инновационными действиями, так как полнота выгорания таких углей в существующих топочных устройствах практически 100-процентная.
«Ресурс модернизации» по потере тепла q2 весьма узок. Он ограничен температурными усло-
виями защиты конструктивных элементов конвективной шахты от низкотемпературной коррозии. Расширить ресурс можно инновационными действиями, например, внедрением низкотемпературных экономайзеров.
Литература
1. Тепловой расчет котельных агрегатов. Нормативный метод / под ред. Н.Б. Кузнецова [и др.]. М.: Энергия, 1973.
2. Бенеш В.А., Шмелинг М. Производство энергии на пыле-угольных электростанциях в условиях конкуренции и либе-ризации рынка // Электрические станции. 2002. № 2. С. 63 - 67.
3. Балтян В.Н., Мадоян Л.Г., Гречаный А.Н. Применение относительных показателей для анализа и повышения эффективности использования энергооборудования // Теплоэнергетика. 1982. № 7. С. 64 - 66.
4. Канцедалов В.Г., Берлявский Г.П., Злепко В.Ф. Новые аспекты в теории и практике надежности энергооборудования ТЭС, вырабатывающего физический ресурс // Электрические станции. 2003. № 3.
5. Ефимов Н.Н. Проблемы сжигания низкореакционных твердых топлив в камерных топках котлов // Изв. вузов. Сев.-Кавк. регион. Техн. науки. 1998. № 1. С. 54 - 58.
6. Ефимов Н.Н. Проблемы и перспективы использования низкореакционных твердых топлив на тепловых электростанциях // Изв. вузов. Сев.-Кавк. регион. Техн. науки. 2001. № 2. С. 54 - 57.
7. Официальная информация Минэнерго РФ за 2012 - 2016 гг. [Электронный ресурс] / Материал из Википедии - свободной энциклопедии.
8. Котлер В.Р. Зависимость КПД котла от характеристик сжигаемого угля // Экспресс-информация. Информэнерго. Сер. Теплоэнергетика за рубежом. 1983. Вып. 7. С. 29 - 33.
9. Мадоян А.А., Балтян В.Н., Гречаный А.Н. Исследование динамической составляющей потерь теплоты с механическим недожогом на котлах с жидким шлакоудалением. // Теплоэнергетика. 1987. № 3. С. 22 - 25.
References
1. Teplovoi raschet kotel'nykh agregatov. Normativnyi metod [The thermal design boiler units. Normativemethod]. Edit by N.B. Kuznetsova i dr. Moscow, Energiya Publ., 1973.
2. Benesh V.A., Shmeling M. Proizvodstvo energii na pyleugol'nykh elektrostantsiyakh v usloviyakh konkurentsii i liberizatsii rynka [Energy production in the coal-fired power plants in the conditions of competition and market liberalization]. Elektriches-kie stantsii, 2002, no. 2, pp. 63-67. [In Russ.]
3. Baltyan V.N., Madoyan L.G., Grechanyi A.N. Primenenie otnositel'nykh pokazatelei dlya analiza i povysheniya effektivnosti ispol'zovaniya energooborudovaniya [The use of relative indicators to measure and improve the efficiency of power]. Teploener-getika, 1982, no. 7, pp. 64-66. [In Russ.]
4. Kantsedalov V.G., Berlyavskii G.P., Zlepko V.F. Novye aspekty v teorii i praktike nadezhnosti energooborudovaniya TES, vyrabatyvayushchego fizicheskii resurs [New aspects of the theory and practice of power reliability outdated thermal power plants]. Elektricheskie stantsii, 2003, no. 3.
5. Efimov N.N. Problemy szhiganiya nizkoreaktsionnykh tverdykh topliv v kamernykh topkakh kotlov [The problems of low-reactive burning solid fuels in the chamber boiler furnaces]. Izv. vuzov. Sev.-Kavk. region. Tekhn. nauki, 1998, no. 1, pp. 54-58. [In Russ.]
6. Efimov N.N. Problemy i perspektivy ispol'zovaniya nizkoreaktsionnykh tverdykh topliv na teplovykh elektrostantsiyakh [Problems and prospects for the use of low-reactive solid fuels in thermal power plants]. Izv. vuzov. Sev.-Kavk. region. Tekhn. nauki, 2001, no. 2, pp. 54-57. [In Russ.]
7. Ofitsial'naya informatsiya Minenergo RF za 2012 - 2016 gg. Material iz Vikipedii - svobodnoi entsiklopedii [Official information Ministry of Energy of the Russian Federation for 2012 - 2016. Wikipedia, free encyclopedia].
8. Kotler V.R. Zavisimost' KPD kotla ot kharakteristik szhigaemogo uglya [The dependence of the efficiency of the boiler from coal burned characteristics]. Ekspress-informatsiya. Informenergo. Ser. Teploenergetika za rubezhom, 1983, Vyp 7, pp. 29-33. [In Russ.]
9. Madoyan A.A., Baltyan V.N., Grechanyi A.N. Issledovanie dinamicheskoi sostavlyayushchei poter' teploty s mekhanicheskim nedozhogom na kotlakh s zhidkim shlakoudaleniem [A study of the dynamic component of heat loss mechanically incomplete combustion in the boilers with liquid slag removal]. Teploenergetika, 1987, no. 3, pp. 22-25. [In Russ.]
Поступила в редакцию 12 января 2017 г.
