CC BY
17
ЭЛЕКТРОМЕХАНИКА И ЭНЕРГЕТИКА
УДК 519.862.8
МОДЕЛИРОВАНИЕ РАБОТЫ ИСТОЧНИКА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
© 2003 г. В.И. Сидельников
Актуальность задачи экономии тепловой энергии в России чрезвычайно высока. Причины тому самые разнообразные, но к числу важнейших можно отнести низкую среднегодовую температуру и расстояния, на которые приходится транспортировать энергоносители. Ситуация усугубляется крупными потерями тепло -вой энергии и, как следствие, значительным перерасходом топлива на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. Экономичность функционирования любой технической системы складывается из эффективности работы ее подсистем. Основным звеном системы теплового снабжения является источник тепловой энергии.
Данная статья посвящена разработке инструментария для моделирования работы источника тепловой энергии с целью анализа составляющих потерь тепловой энергии в нем и оценке возможных вариантов повышения эффективности работы последнего.
В [1] на основе уравнения теплового баланса обосновано дифференциальное уравнение, описывающее переходные и стационарные режимы работы источника тепловой энергии в виде:
dTK dt
alVr - а2 (Т Г - ТСК) - а3ТГ2 +
+ а4Тв - а5Тк + а5Тобр •
(1)
В (1) приняты следующие обозначения:
Qr_ а _
а, _
^ к S к
P2V2C2 (Тк )
§ к P2V2C2 (Тк )
а3 _
^Г (Тг 2 )Vcr
Р 2V2C2 (Тк )
а4 _
с Г (Т b )Vb
P2V2C2 (Тк )
_ = V Р2С2 (Т) = 5 Р2^2 (Тк V ^2 '
где УГ - объем газа, подаваемого в топку источника, м3/с; Qг - теплота сгорания газа, Дж/м3; Тк - температура теплоносителя на выходе из теплообменного устройства источника, °С; Т0бр - температура теплоносителя на входе в теплообменное устройство источника, °С; р2 - удельная плотность теплоносителя (воды), кг/м3;
У2 - объем воды в теплообменном устройстве источника, м3; С2(Тк) - удельная теплоемкость воды, Дж/(кг°С); Тг - температура газа в топке источника, °С; Тск - температура воздуха в помещении котельной, °С; Тг2 - температура газов на выходе из топки источника, °С; Тв - температура воздуха, подаваемого в топку источника, °С; Кк - коэффициент теплопроводности стенок источника, Вт/(м-°С); £к - площадь стенок источника, м2; 8к - толщина изоляционного слоя стенок источника, м; СГ(ТГ2) - удельная теплоемкость газов на выходе из топки источника, Дж/(м3-°С); УсГ - объем продуктов сгорания, м3/с; СГ(ТВ) - теплоемкость воздуха, подаваемого в топку источника, Дж/(м3-°С); Ув - объем воздуха, подаваемого в топку источника, м3/с; У -расход воды, проходящей через теплообменное устройство источника, м3/с; рв - удельная плотность воздуха, кг/м3.
Представляет интерес анализ структуры слагаемых в правой части (1), позволяющий оценить доли различных составляющих в распределении тепловой энергии, потребляемой источником. Для удобства анализа представим (1) в виде:
dTK dt
_ b1 - b2 - а5ТК ,
(2)
где Ь1 = аГг + а4Тв + а5Тобр , Ь2 = а2(ТГ - ТСк) + а3ТГ2.
Решение (2) можно записать следующим образом
[2]:
Тк _ ^ - (^ - Тобр * ^.
Анализ структуры составляющих правой части модели (2) проведем на примере водогрейного котла ТГМ-120. В качестве расчетных были приняты следующие параметры и значения: Qг = 36,6 • 106 Дж/м3; р2 =1000 кг/м3; У2=0,014 м3; С2(Тк)=4180 Дж/(кг-°С); УГ=0,0034 м3/с; К =0,05 Вт/( м-°С); £к =2 м2; 5к =0,1 м; ТГ=2030 °С ; Тск =20 °С; С/=1300 Дж/(м3-°С); ТГ2 =110 °С; Тв =20 °С; Ув =0,0034м3/с; Ус[=0,Ш8 м3/с; У = 0,0014 м3/с; Тобр =60 °С.
Представляет интерес отдельное рассмотрение слагаемых Ьх и Ь2 в правой части (2). На рис. 1 показаны слагаемые Ь1 в °С/с, представляющие составляющие, пропорциональные суммарной энергии, поступающей в источник.
температуры, составляющей 99 % от Тк =80°С, являющейся максимально возможной при заданных условиях, происходит за 35 с. При этом энергия теплоносителя, отдаваемого в теплотрассу прямой подачи, становится равной сумме энергий, поступающих в источник.
26%
0%
74%
□ 1 □ 2 □ 3
Рис. 1. Диаграмма энергетических составляющих, поступающих в источник
При этом имеем: 1 - составляющая, пропорциональная энергии топлива, сжигаемого в источнике; 2 -составляющая, пропорциональная внутренней энергии воздуха, подаваемого в источник; 3 - составляющая, пропорциональная энергии, поступающей в источник из теплотрассы обратной подачи. На рис. 1 видно, что доминирующими в Ь1 являются две составляющие: 1 - энергия сжигаемого топлива - 26 % энергии, поступающей в источник; 3 - энергия из теплотрассы обратной подачи - 74 % энергии, поступающей в источник.
Полученные результаты позволяют сформулировать следующие выводы:
• первой значимой составляющей в Ь1 является энергия, поступающая в источник из теплотрассы обратной подачи (74 % при Тобр =60 °С и Тк =80 °С);
• второй по значимости составляющей в Ь1 является энергия сжигаемого топлива (24 %);
• внутренняя энергия воздуха, подаваемого в топку для поддержания процесса горения, составляет 0,15 %, и, следовательно, в практических расчетах может не учитываться.
Значительная доля энергии, поступающей в источник из теплотрассы обратной подачи, в структуре ее составляющих свидетельствует о том, что основным фактором, влияющим на экономическую эффективность системы теплоснабжения, является снижение потерь энергии во всех ее элементах. Все слагаемые, входящие в Ь1 , в течение переходного процесса являются неизменными (при заданных начальных условиях). Следовательно, повышение эффективности работы источника (при заданных его параметрах), с точки зрения энергетических составляющих, входящих в Ь1 , заключается в снижении потерь энергии во всех элементах системы теплоснабжения (повышение Тобр).
Рассмотрим диаграммы повышения температуры в источнике (рис. 2) и изменения во времени всех составляющих в правой части дифференциального уравнения (2).
Из рис. 2 видно, что при заданных начальных условиях, во-первых, температура теплоносителя повышается в источнике на 20 °С (от Тобр =60 °С до Тк =80°С), во-вторых, повышение температуры от Тобр =60 °С до
У
й &
Л 5Т
Н
90 i 80 70 60 50 40 30 20 10 0
0 20 40 60 80 100
Время, с
Рис. 2. Диаграмма изменения температуры теплоносителя в теплообменнике источника
Данные результаты позволяют сформулировать следующий вывод: одним из основных параметров, влияющих на КПД источника (при прочих равных условиях), является время разогрева теплоносителя в теплообменном устройстве. Уменьшение времени нагрева теплоносителя до 25 с снижает КПД источника до 97,4 %, до 20 с - до 95,8 %, до 15 с - до 93 %, до 10 с - до 88,4 %, до 5 с - до 81 %.
Рассмотрим энергетические составляющие источника. Потери энергии через стенки источника и с уходящими газами составляют соответственно 0,43 % и 0,21 % от суммарной энергии, поступающей в источник, и при анализе работы источника в реальной системе теплоснабжения могут не учитываться. Следующий тезис - повышение энергии теплоносителя, отдаваемого в теплотрассу прямой подачи, происходит в течение первых 35 с. Этот результат согласуется с данными, приведенными на рис. 2.
Представляет интерес проведение дополнительного исследования по определению времени разогрева теплоносителя до уровня 99 % от TK,max в зависимости от диапазона TK max и Тобр. Для этой цели при неизменном значении Тобр=60°С и возрастающем значении УГ от Vr= 5,95E-05 м3/с до V=0,0073 м3/с выполним расчеты времени разогрева теплоносителя. Результаты расчетов сведем в таблицу
Время разогрева теплоносителя в котельной установке
ТГМ-120 в зависимости от диапазона TKmax, и Тобр
Тобр, °С 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60
Т °С 61 63 65 70 75 80 85 90 95 100 105
t, с 7 18 23 29 32 35 36 37 38 39 40
Для наглядности представим полученные в таблице результаты в графическом виде (рис. 3).
50 40
иТ 30 s
® оп а 20
m
10 0
0 10 20 30 40 50
Разность температур,°С
Рис. 3. Диаграмма времени нагрева теплоносителя в источнике ТГМ-120
При увеличении разности температур на выходе и входе источника от 1 до 45 °С время на указанный подогрев возрастает с 7 до 40 с (рис. 3). Следует подчеркнуть, что в приведенных расчетах оценивалось время на подогрев теплоносителя до температуры, составляющей 99 % от ее максимально возможного значения в заданных условиях.
Выводы
1. Разработана математическая модель, описывающая работу источника тепловой энергии, в проектной и эксплуатационной постановках задачи.
2. Установлено, что доминирующими слагаемыми в правой части дифференциального уравнения (2) являются тепловая энергия, поступающая из теплотрассы обратной подачи, тепловая энергия, отдаваемая в теплотрассу прямой подачи, и энергия сжигаемого топлива. Указанные слагаемые составляют более 99 % всего обмена энергии в системе теплоснабжения.
3. Одним из основных параметров, влияющих на КПД источника (при прочих равных условиях), является время разогрева теплоносителя в теплообменном устройстве.
4. В проектной постановке задачи разработанная модель позволяет учитывать практически все составляющие, оказывающие влияние на тепловой баланс источника. В эксплуатационной постановке задачи достаточен учет тепловой энергии, циркулирующей в теплотрассе, и энергии сжигаемого топлива.
Литература
1. Сидельников В.И. О проектировании устойчивых линейных автоматических систем // Изв. вузов. Сев.-Кавк. регион. Техн. науки. 2002. № 4. С. 16-20.
2. Корн Г., Корн Т. Справочник по математике для научных работников и инженеров. М., 1970.
Ростовский государственный педагогический университет
18 сентября 2002 г.
УДК 621.311
ПРОБЛЕМЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ ПРОИЗВОДСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ, РАБОТАЮЩИХ НА НИЗКОРЕАКЦИОННОМ
ТВЕРДОМ ТОПЛИВЕ
© 2003 г. В.С. Гвоздев
Тепловые электрические станции (ТЭС), работающие на низкореакционных твердых топливах, в настоящее время оказались, в основном, не конкурентоспособными в сравнении с газомазутными и другими угольными электростанциями, работающими на угле с высоким содержанием горючих летучих газов, не требующем для его сжигания «подсветки» дорогостоящим мазутом. Поэтому анализ работы одной из таких тепловых электростанций (Новочеркасской ГРЭС) полезен для систематизации проблем и осмысления перспектив дальнейшего использования аналогичных электростанций.
На Новочеркасской ГРЭС проектной мощностью 2400 МВт установлено 8 энергоблоков проектной мощностью 300 МВт каждый. Энергоблоки сверхкритического давления с промежуточным перегревом введены в строй в период с 1965 г. по 1972 г. Котлы
прямоточные, пылеугольные, с жидким шлакоудале-нием типов ТПП-110 (№ 1 и 2) - двухкорпусные, выполненные по схеме моноблока, ТПП-210 (№ 3 и 4), ТПП-210А (.№ 5-8) - двухкорпусные по схеме дубль-блока. Турбины типов К-300-240 и К-300-240-2 ХТГЗ. Вспомогательное котельное, турбинное и электротехническое оборудование типовое для пылеугольных энергоблоков 300 МВт. Пылесистема - замкнутая с промбункером, укомплектована шаровыми барабанными мельницами типа Ш-50А.
Установленная мощность электростанции поэтапно перемаркировывалась до 2245 МВт (в 1991 г.) в связи с износом оборудования и до 2112 МВт (в 2000 г.) из-за снижения качества угля АШ.
По данным Ростовского института «Энергосеть-проект», в Ростовской области к 2005 г. прогнозируется увеличение электропотребления против факта
1999 г. на 3,8 млрд кВтч (при среднегодовом росте 3,9 %), а к 2010 г. - еще на 3,2 млрд кВтч (среднегодовой рост 3,5 %). Для покрытия роста электропотребления планируется увеличение выработки электроэнергии на Новочеркасской ГРЭС с 8 млрд кВтч (факт 1999 г.) до 9,7 млрд кВтч в 2005 г. и 11,1 млрд кВтч в 2010 г. В прогнозе учитывается рост выдачи электроэнергии после пусков первого и второго энергоблоков Волгодонской АЭС мощностью по 1000 МВт каждый. Прогнозируется рост максимума нагрузки в Ростовской области с 2397 МВт в 1999 г. до 2970 МВт в 2005 г. и 3450 МВт в 2010 г.
После 2010 г. в регионе Северного Кавказа, при сохранении в работе Новочеркасской ГРЭС, потребуется ввод новых мощностей. ОДУ Северного Кавказа планирует рабочую мощность Новочеркасской ГРЭС в балансе ОЭС Северного Кавказа с 2002 г. по 2005 г. в пределах 1560 МВт, что обеспечивается работой шести энергоблоков. Прогнозируемая выработка электроэнергии на Новочеркасской ГРЭС в 2010 году 11,1 млрд кВтч в зимний период может быть обеспечена работой семи энергоблоков.
В настоящее время котлы Новочеркасской ГРЭС имеют наработку с начала эксплуатации от 198 тыс. ч (блок 8) до 217 тыс. ч (блок 5), турбоагрегаты - от 199 тыс. ч (блок 1) до 230 тыс. ч (блок 5). За весь срок эксплуатации (37 лет) на электростанции регулярно производилась замена изношенных или ненадежных узлов основного оборудования (котлов, турбин, паропроводов и питательных трубопроводов) и целиком вспомогательного оборудования (котельного, турбинного, электрического), как правило, на более совершенные конструкции. Так, например, практически все наиболее изнашиваемые поверхности нагрева котлов заменены до трех раз. Заменены ЦВД и ЦСД с роторами и блоками клапанов парораспределения на турбинах № 2-5. Расчетный срок службы этих турбин продлен до 2012 г. (блок № 2), 2018 г. (блок № 3), 2022 г. (блок № 4 и 5). Заменены паропроводы «горячего» промперегрева (кроме энергоблока № 7), элементы паропроводов острого пара и питательного трубопровода, деаэраторы на блоках № 1 и 4, по одной группе ПВД на блоках № 1-5 и 7, часть турбин и насосов ТПН, дымососы, часть РВП, электрофильтры на блоках № 5-7 полностью, на блоке № 8 - два из четырех и др.
В РАО «ЕЭС России» защищена программа технического перевооружения и реконструкции оборудования Новочеркасской ГРЭС на 2001-2005 гг., имеющая основной целью продление жизнеспособности и модернизацию оборудования. В программе учтены предварительные результаты комплексного обследования ЮгОРГРЭСом оборудования энергоблоков № 2, 3, 6 и общестанционного электротехнического оборудования. В 2002 г. проводится комплексное обследование оборудования энергоблоков № 5, 7, 8.
Проектным топливом для Новочеркасской ГРЭС является донецкий антрацитовый штыб (АШ) месторождений Ростовской области с теплофизическими характеристиками: теплота сгорания 5800 ккал/кг (24,3 МДж/кг), влажность 8,3 %, зольность на рабочую массу 17,8 %. В качестве растопочного топлива были приняты мазут и природный газ. Качество поставляемого угля с самого начала работы электростанции по зольности и теплоте сгорания не соответствовало проектному и из года в год ухудшалось. С 1976 г. теплота сгорания угля стала ниже предельной для АШ 5200 ккал/кг (21,8 МДж/кг), при которой возникает потребность «подсветки» основного факела мазутом или газом. Наибольшей величины подсветка дорогостоящим и дефицитным мазутом (17 %) достигла в 1995 г. С 1997 г. началось резкое снижение количества и одновременно качества поставляемого угля из-за закрытия шахт в Ростовском угольном бассейне и выработки перспективных пластов в оставшихся шахтах. Из-за дороговизны и дефицитности мазута проводилась политика всемерной экономии мазута. В 2000 г. его доля в топливном балансе снижена до 10,2 %. Теплота сгорания угля к этому времени снизилась до 4786 ккал/кг (20,05 МДж/кг), зольность повысилась до 29,4 %. При таком качестве угля и дефиците мазута едва обеспечивалось поддержание минимальной нагрузки энергоблоков. Средняя нагрузка энергоблоков в 2000 г. составила 204 МВт, выработка электроэнергии 7245 млн кВтч против 226 МВт и 11410 млн кВтч в 1995 г.
Воспользовавшись наличием разрешения на использование сезонных излишков газа, руководство электростанции добилось проектирования и с 1994 г. прокладки газопровода к ГРЭС производительностью 330 тыс. м3 в час, рассчитанного на работу первых четырех энергоблоков на газе. В результате энергоблок № 1 был переведен на сжигание газа в 2001 г. В апреле 2002 г. переведен на газ энергоблок № 4, а к концу 2002 г. планируется завершение работы по переводу на газ энергоблока № 3. Перевод на газ энергоблока № 2 в ближайшее время не планируется. Газ, предназначенный проектом для этого блока, используется для подсветки котлов № 5-8 с вытеснением подсветочного мазута.
Топливный баланс по электростанции в 2000 г. был следующим: уголь - 76,6; мазут - 10,2; газ - 13,2 %. После пуска нового газопровода и перевода на газ энергоблока № 1 в 2001 г. топливный баланс изменился: уголь - 55,5; мазут - 0,3; газ - 44,2 %. Сложившийся топливный баланс (55 % угля и 45 % газа) можно рассматривать как прообраз баланса Новочеркасской ГРЭС на перспективу. При сложившемся соотношении цен на уголь, мазут и газ Новочеркасской ГРЭС, безусловно, выгодно этот топливный баланс сохранить, добившись стабильного выделения газа в размере пропускной способности нового газопровода 330 тыс. м3 в час (до 2,9 млрд м3 в год). Однако перевод трех энергоблоков и замена мазутной
подсветки на природный газ еще не обеспечивают конкурентоспособность электростанции на оптовом рынке производства электроэнергии в сравнении с чисто газовыми электростанциями.
Рассмотрим условия обеспечения конкурентоспособности Новочеркасской ГРЭС в сравнении с аналогичной ГРЭС, работающей на газе - Ставропольской ГРЭС.
Среднеотпускной тариф, учитывающий как тариф на продаваемую электроэнергию, так и тариф на мощность, отнесенный к той же продаваемой электроэнергии (по этому среднеотпускному тарифу производятся платежи оптовых потребителей электроэнергии), по этим электростанциям за 2001 г. составляет: Новочеркасская ГРЭС (НчГРЭС) - 54,1 коп./кВтч, Ставропольская ГРЭС (СтГРЭС) - 32,9 коп./кВтч.
Рассматриваем в качестве условия обеспечения конкурентоспособности Новочеркасской ГРЭС достижение такого же среднеотпускного тарифа, как у Ставропольской ГРЭС. В общем виде это условие выражается формулой
Т н = Т с
(1)
а
где Тэ - тариф на отпущенную ГРЭС электроэнергию, отражающий переменные затраты, зависящие от величины отпуска электроэнергии, р./МВтч; Тм -месячный тариф на установленную мощность, отражающий постоянные затраты, не зависящие от величины отпуска электроэнергии, р./МВт; Nуст - установленная электрическая мощность, МВт: НчГРЭС -2112 МВт, СтГРЭС - 2400 МВт; Эп - полезный отпуск электроэнергии на ФОРЭМ, МВтч, принимается равным фактическому за 2002 г.: по НчГРЭС -6935900 МВтч, по СтГРЭС -9675100 МВтч; Цу , Цг
- цены на уголь и газ соответственно, р./т у. т.; Ъу , Ъг
- удельные расходы условного топлива при работе на угле и газе, т у. т. /МВтч; принимаются равными фактическим: по НчГРЭС за 2000 г. - 0,401 т у. т. /МВтч; по СтГРЭС за 2001 г. - 0,330 т у.т. /МВтч; ау, аг -
доля угля и газа соответственно в сожженном условном топливе; кэ - коэффициент рентабельности в тарифе на отпускаемую электроэнергию, принимается равным кэ = 1,135;
В работе принято, что отпуск электроэнергии с шин равен 1,008 Эп (с учетом потерь в трансформаторах и в распредустройстве ОРУ электростанции).
В уравнении (2) мазут исключается из рассмотрения, так как его доля в условном топливе на СтГРЭС и на НчГРЭС (после включения нового газопровода и перевода «подсветки» и растопок котлов с мазута на газ) незначительна (менее 1 %) и примерно одинакова.
Исходя из условия (1) конкурентоспособность НчГРЭС определяется уравнением
1,008 (Ц bН ау + Цг Ьг aH ) + Т'л
N У
эу
= 1,008 Цг Ьг ас кэ + ТМ
N С
эс
(3)
где Тсо - среднеотпускной тариф на электроэнергию, р./МВтч (1 р./МВтч = 0,1 коп./кВтч), которая определяется по уравнению
N I \ N
Тсо = Тэ + Тм^г = \008\ЦуЬуау + ЦгЬг аг )кэ + Тм ,(2)
Э
Здесь экономические показатели, относящиеся к НчГРЭС и СтГРЭС, помечены верхними индексами «н» и «с» соответственно.
В качестве стартовых показателей, кроме указанных выше, принимаем фактические показатели за 4 квартал 2001 г.: Цу = 845,42 р./ т у.т., Цг = 442,56 р./ т у.т.,
ан = 0,55, а" = 0,45, ас =1,0, ТМ = 12-46821 р./МВт,
ТМ = 12-19589 р./МВт.
Подставим в уравнение (3) значения указанных величин и получим условие
1,144 Ц b н ау + 0,378 Цг (ау - l) =
= 0,002977 ТМ - 25344-
(4)
эу
Полученное выражение - основное для анализа эффективности выбираемых путей обеспечения конкурентоспособности НчГРЭС при изменении основных показателей электростанции. Рассмотрим выполнение условия конкурентоспособности при одновременном изменении некоторых факторов, не требующих проведения технических реконструктивных мероприятий со значительными капитальными затратами:
1) увеличение полезного отпуска электроэнергии от НчГРЭС до уровня отпуска электроэнергии СтГРЭС - 9675100 МВтч;
2) увеличение цены газа при сохранении цены угля.
Из выражения (4) можно определить цену газа,
удовлетворяющую условию конкурентоспособности НчГРЭС. Она будет равна Цг = 1335,45 р./т у.т., или 42,4 $.
Таким образом, при увеличении полезного отпуска электроэнергии от НчГРЭС до уровня СтГРЭС для обеспечения конкурентоспособности НчГРЭС требуется увеличение цены 1 т у. т., газа против существующей цены, при сохранении цены угля неизменной, в 1335,45/442,56 = 3 раза.
Согласно сценарным условиям развития энергетики на 2003-2007 гг., разработанным РАО «ЕЭС России» в июне 2002 г., цена газа 42,4$ (без НДС) будет установлена в 2007 г. Ожидаемый рост цен на уголь за это же время на 18,4 % несколько отодвигает
срок достижения конкурентоспособности Новочеркасской ГРЭС за счет роста цены газа за 2007 г.
Из этого следует, что для обеспечения конкурентоспособности НчГРЭС в более короткий срок обязательно выполнение мероприятий по существенному снижению удельного расхода топлива на отпуск электроэнергии на энергоблоках НчГРЭС, остающихся работать на угле (энергоблоки № 2, 5-8), и доведение удельного расхода топлива на энергоблоках, переведенных на сжигание газа (энергоблоки № 1, 3, 4), до уровня СтГРЭС (330 г/кВтч).
Кроме этих мероприятий, требующих больших капитальных затрат в виде инвестиций, существенную роль в обеспечении конкурентоспособности Новочеркасской ГРЭС должны сыграть мероприятия по снижению постоянных затрат Тм = ^ Тм ^ , которые покрываются тарифом на установленную мощность. Этот тариф для Новочеркасской ГРЭС в 2,4 раза больше, чем для Ставропольской. Сюда вошли более высокие амортизационные отчисления на стоимость оборудования топливоподачи, пылеприготовления и гидрозолоудаления, зарплата персонала и расходы на его обслуживание. Эта составляющая тарифа на установленную мощность по НчГРЭС доходит до 90 %. Однако существуют немалые резервы по снижению постоянных затрат, и работа по их реализации на Новочеркасской ГРЭС ведется.
С целью снижения удельного расхода топлива специалистами РАО «ЕЭС России», ОАО «Новочеркасская ГРЭС», АООТ ВТИ и ОАО Ростовтепло-электропроект были разработаны «Основные направления технического перевооружения и реконструкции Новочеркасской ГРЭС». В этом документе обосновывается необходимость проведения работ по техперевооружению. Рекомендовано начать реконструкцию с энергоблока № 6, который исчерпает индивидуальный моторесурс к 2003 г. При реконструкции блока № 6 планируется создание энергоблока повышенной эффективности с удельным расходом топлива 332 г/кВтч. Установленная мощность энергоблока повышается до 320 МВт. С этой целью по заказу ГРЭС ЮРГТУ совместно с ОАО ТКЗ «Красный котельщик» разработаны эскизные проекты котла с «плечевой» топкой и двухступенчатым трубчатым воздухоподогревателем. Предполагается, что такой котел позволит сжигать антрацитовые штыбы без дополнительной подсветки мазутом или газом, что позволит увеличить сжигание угля с месторождений Ростовской области.
Наряду с заменой котла предусмотрена замена турбины на более современную турбину ЛМЗ или ХТГЗ. По природоохранным мероприятиям планируется применение сероочистки, технологическое подавление окислов азота и сооружение электрофильтров с коэффициентом улавливания золы 99,7 %.
Было рекомендовано при проведении реконструкции ориентироваться на срок работы обновленного оборудования до 2050 г.
Для привлечения инвесторов к созданию энергоблока повышенной эффективности на угле ОАО «Новочеркасская ГРЭС» заключила соглашение с фирмой «Альстом», Таганрогским заводом «Красный котельщик» и Ростовтеплоэлектропроектом на разработку технико-инвестиционных предложений по техперево-оружению и реконструкции энергоблока № 6 с заменой котла, турбины, генератора, системы управления энергоблоком, монтажом эффективной системы газоочистки. При решении проблемы инвестиций реконструкция энергоблока № 6 может быть выполнена к 2007 г. Она явится прообразом реконструкции всех остальных энергоблоков. Новочеркасская ГРЭС станет совершенно новой и эффективной электростанцией на угле.
Наряду с усилиями по существенному снижению удельного расхода топлива, на энергоблоках Новочеркасской ГРЭС, работающих на угле, требующими коренной реконструкции оборудования с привлечением громадных инвестиций (не менее 2,5 млрд р. на один энергоблок), на ГРЭС развернута работа по снижению постоянной составляющей себестоимости электроэнергии, формирующей на ФОРЭМ тариф на установленную мощность ГРЭС Т м .
Этой цели служат преобразования в русле Программы реформирования электроэнергетики. В частности, в 2002 г. начата и в основном будет завершена работа по избавлению от непрофильных видов деятельности, как правило, убыточных (обслуживание жилищно-коммунального хозяйства, объектов соц-культбыта). Из собственного ремонтного персонала ГРЭС будет образовано дочернее зависимое общество, которое будет вести работы по ремонту оборудования на основе подрядов, получаемых на конкурентных торгах. Ожидается сокращение затрат на ремонт.
Самое серьезное внимание уделяется сокращению затрат на материально-технические ресурсы, расходуемые в процессе эксплуатации. По данным 2001 г. эти затраты в величине тарифа на установленную мощность составляют чуть больше 7,0 %. Приобретение материалов, оборудования и оказание услуг на сумму свыше 1 млн р. производится после проведения конкурсных торгов. Менее затратные поставки осуществляются путем выбора наиболее выгодных поставщиков ценовой комиссией ГРЭС. Естественно, поставка топлива осуществляется также по результатам конкурсных торгов, проводимых под руководством РАО «ЕЭС России»
В нижеследующей таблице приведены затраты на топливо и материалы при эксплуатации Новочеркасской ГРЭС на протяжении последних трех лет, в течение которых станция переходила на использование газообразного топлива.
Затраты топлива и материалов на эксплуатацию и выработка электроэнергии по ОАО «Новочеркасская ГРЭС» в 1999-2001 гг.
Показатели 1999 2000 2001
Выработка электроэнергии, млн кВтч 7972,7 7244,9 7508,7
Стоимость израсходованного топлива, тыс. р. 954155 1317474 2027342
Тм.топ , р-/тыс- кВтЧ 119,7 181,8 270,0
Т 1ПП/ X1 Т % м.топ Z-t м.экспл ' 94,8 96,11 98,36
Затраты эксплуатационных материалов, тыс. р. 50662,6 51514,9 31200,8
Тм.мат , р /тыс- кВтЧ 6,35 7,11 4,16
Т 1ПП/ X1 Т % м.мат Z-t м.экспл ' 5,03 3,76 1,52
В том числе масло турбинное ТП-22, тыс. р. 1706,3 1790,1 2546,9
Тм.мас , р-/тыс- кВтЧ 0,214 0,247 0,339
Т 1ПП/Y Т % м.мас 1 м.экспл ' 0,17 0,13 0,12
Т 100/т % м.мас м.мат ' 3,37 3,47 8,15
I Т м.экспл , р-/тыс- кВт4 126,264 189,157 274,499
Как показывают данные таблицы, выработка электроэнергии по годам практически не изменялась. Однако затраты на топливо из года в год возрастали. Так,
за последние три года эти затраты, вызванные повышением стоимости топлива, возросли в 2,12 раза. Затраты на эксплуатационные материалы в то же время снизились за последний год в 2,5 раза.
Вместе с тем затраты на некоторые материалы продолжают расти. К таким материалам относится турбинное масло, цена на которое возросла в 2,5 раза в связи с общим ростом цен на нефтепродукты. К использованию таких материалов применяются строгие меры экономии и мероприятия по продлению срока их службы без замены. В частности, внимание к уровню эксплуатации турбинного масла в последнее время значительно возросло, так как, кроме сокращения затрат на его замену, качество эксплуатируемого масла прямо влияет на износ и надежность работы подшипников и всей турбины в целом. Поставлена задача и разработаны мероприятия по достижению 10-го класса качества масла. Большую помощь в осуществлении контроля качества масла оказывает прибор по определению влаги в масле, разработанный сотрудниками ЮРГТУ.
Проводимая на Новочеркасской ГРЭС работа по всемерному сокращению как топливных, так и других затрат, позволяет надеяться, что усиление конкурентных отношений на рынке электроэнергии не приведет к вытеснению Новочеркасской ГРЭС из действующей электроэнергетики.
Южно-Российский государственный технический университет (НПИ)
ОАО «Новочеркасская ГРЭС» 1 октября 2002 г.
УДК 621.1
МЕТОДЫ УЛУЧШЕНИЯ СЕПАРАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ПАРОГЕНЕРАТОРА ПГВ-1000
© 2003 г. А.Ю. Петров
Сепарационные характеристики (СХ) современных парогенераторов (СП) ТЭС и АЭС являются их важнейшими проектными критериями и устанавливают зависимость влажности генерирующего пара (№п) от высоты парового пространства в ПГ (Нг) или от уровня котловой воды в нем (Ну). Практика показывает, что СХ даже однотипных ПГ энергоблоков АЭС с ВВЭР существенно различаются [1]. Причины этих различий еще недостаточно изучены, а конструктивное оформление паросепарирующих устройств (ПУ) полностью не установилось. Поэтому в настоящее время сепарационные испытания являются обязательным этапом пусконаладочных работ на всех АЭС.
Цель данного исследования - разработка методов улучшения СХ парогенераторов энергоблока с ВВЭР-1000. Испытания выполнялись на работающих при номинальной мощности парогенераторах (ПГВ-1000М) блока №1 Волгодонской АЭС (ВоАЭС). Поскольку ПГ для ВоАЭС были изготовлены в 1984 -1986 гг., то их внутрикорпусные сепарирующие уст-
ройства еще не были усовершенствованы с учетом опыта работы уже реконструированных ПУ, например, на Балаковской, Хмельницкой АЭС [2, 3].
В связи с этим на всех четырех ПГ первого блока ВоАЭС были модернизированы системы водопитания и продувания, измерения уровня котловой воды и организованы «солевые отсеки». На ПГ-1, 2, 4 жалю-зийный сепаратор был заменен плоским потолочным дырчатым щитом (ППДЩ), а перфорация штатного дырчатого листа (ПДЛ), установленного в водяном объеме, увеличена до 8 %. Зазор между корпусом ПГ и закраиной ПДЛ со стороны горячего коллектора закрыли дополнительными листами с той же степенью перфорации, а в закраине открыли переливные окна.
На ПГ-3, кроме решений, реализованных на ПГ-1, 2, 4, выполнена дополнительная модернизация, суть которой заключалась в установке погруженного листа, снабженного безбарботажными инерционными насадками [4], вместо штатного ПДЛ.
Целесообразность именно такой схемы модернизации обоснована результатами испытания этой конструкции ПДЛ на полномасштабной модели ПГВ-1000 для варианта ПДЛ с насадками и жалюзийным сепаратором пара [5, 6]. На ПГ-3 ВоАЭС было важно провести натурные испытания ПДЛ с насадками, но в сочетании с III1ДЩ, при номинальной мощности блока. На ПДЛ ПГ-3 установлено 318 безбарботажных инерционных насадок, каждая из которых представляет собой цилиндр, перфорированный в нижней его части (под ПДЛ) и в верхней - выше уровня котловой воды. Внутри насадок установлены завихрители [4].
Существо процесса сепарации заключается в том, что влажный пар из двухфазного потока поступает под ПДЛ, распределяется по отдельным насадкам; закручивается на завихрителях, влага сепарируется на стенах и через отверстия отводится на уровень воды, «осушенный» пар поступает в паровой объем ПГ, где дополнительно осушается на ППДЩ Число насадок выбрано исходя из равенства гидравлических сопротивлений ПДЛ с насадками (ПГ-3) и штатного перфорированного ПДЛ (ПГ-2).
Поскольку одна из задач данной работы - сравнение сепарационных характеристик ПГ-2, ПГ-3 и ПГ-1, 4 со штатными сепараторами, то, исходя из условий идентичности системы измерения влажности пара, ПГ-2 использовался в качестве референтного по отношению к ПГ-3.
В процессе испытаний использовалась штатная измерительная система: контроль уровня в парогенераторе (КУП) - контроль влажности пара в парогенераторе (КВПП). Влажность пара определялась по солевой методике, для чего испытуемый ПГ заполнялся до рабочего уровня раствором №N03 в количестве, обеспечивающем заданную концентрацию его в котловой воде. Влажность пара рассчитывалась по соотношению
Wn = ^кв ■ 100 %,
где £п - концентрация натрия в пробе конденсата пара, мкг; ^кв - то же в пробе котловой воды, мкг/кг.
Пробы пара отбирались пробоотборниками, расположенными под ППДЩ и в главном паропроводе. Представительность проб пара устанавливалась изменением расхода отбора исходя из условий изоки-нетичности двухфазной среды в потоке и в устье пробоотборника, что предотвращало сепарацию влаги на его входе [7]. Пробы котловой воды отбирались из нижнего щтуцера индикатора уровня, расположенного в зоне максимальных паровых нагрузок, унос влаги из которой и определяет влажность генерируемого пара. При проведении испытаний продувка ПГ полностью закрывалась. Концентрация натрия в пробах котловой воды определялась на пла-мяфотометре ПАЖ-2 с точностью 0,005 мг/л, а в пробах пара - иономерным анализатором жидкости Р№-201 с точностью 0,1-0,01 мкг/л.
Сепарационные характеристики ПГ определялись в процессе увеличения уровня котловой воды ступенями по 40-50 мм относительно исходного Ну=2400 мм. Опыт считался законченным при достижении Wn=1 % в паропроводе либо если уровень воды поднимался до 2700 - 2800 мм.
Следует отметить, что уровнемеры тарировались в «горячем состоянии», т.е. при номинальном давлении во втором контуре и при номинальной мощности блока. Отклонения их показаний от истинного значения составляют ± 15^20 мм, что не превышает величину относительной погрешности.
Полученные нами в результате испытаний сепара-ционные характеристики ПГ-2 и ПГ-3 ВоАЭС представлены на рисунке (кривые 6 и 7) в сравнении с СХ, полученными на ПГ других АЭС со штатными и частично модернизированными сепарирующими устройствами серийных ПГВ-1000. Показания уровня на рисунке даны по уровнемеру, установленному на холодном торце ПГ. Обращает на себя внимание существенный разброс СХ для ПГ разных энергоблоков.
1,0 0,6 0,4
0,2
0,1
и «
о и
о &
о
Ü 0,06 0,04
0,02
/
' .
/ > / '/г г }
7 . у / V J
п 7_ ' ¡F
У /А, // / \ 7
/ / Ч
f Y J V-
д к
4 "3 к к
2350
2450
2550
2650
2750
Уровень котловой воды в парогенераторах Ну, мм Сравнение сепарационных характеристик ПГ со штатными и модернизированными сепарационными системами: П- ПГ-3 и ▲- ПГ-2 - пусконаладочные данные ВоАЭС; ■ - ПГ-3 и X - ПГ-2 - эксплуатационные данные ВоАЭС.
1 - ПГ-3, 5 блок НВАЭС, штатные сепарационные устройства, жалюзи; 2 - ПГ-1, 1 блок ЗаАЭС, то же; 3 - ПГ-3, 1 блок БалАЭС, то же; 4 - ПГ-4, 1 блок БалАЭС, закрыт опускной канал между ПДЛ и корпусом на «горячей» стороне; 5 - ПГ-4,
2 блок БалАЭС, то же, но вместо жалюзи установлен ППДЩ; 6 - ПГ-2, 1 блок ВоАЭС, то же; 7 - ПГ-3, 1 блок
ВоАЭС, ПДЛ с насадками и ППДЩ
Причины рассогласования этих данных могут быть следующими: недостаточная воспроизводимость показаний уровнемеров ПГ разных блоков, попадание пузырьков в опускные каналы, неравномерное распределение концентрации примесей котловой воды по длине ПГ, различия в геометрии внутрикорпусных устройств и др. Например, достаточно было на ПГ-1 Балаковской АЭС закрыть опускной канал между ПДЛ и корпусом ПГ на горячей стороне, как СХ существенно улучшилась (сравни СХ-3 и 4 на рисунке). Замена жалюзийного сепаратора на ППДЩ в
ПГ-4 2-го блока Балаковской АЭС и аналогичная модернизация ПУ на ПГ-2 1-го блока ВоАЭС дают еще лучшие СХ (кривые 5 и 6). Результаты наших испытаний показывают, что для ПГ-2 ВоАЭС с ростом уровня от 2400 до 2625 мм в паропроводе Wn остается практически постоянной. Дальнейшее повышение уровня резко увеличивает Wn, которая при 2700 мм составляет 0,723 %.
Установка погруженного листа с безбарботаж-ными инерционными насадками на ПГ-3 ВоАЭС позволяет получать пар с влажностью 0,28-0,29 % (при нормируемом значении Wn = 0,2 %) в том же диапазоне изменения уровня АНу (СХ-7, см. рисунок). Однако дальнейшее увеличение Ну не приводит к резкому росту Wn, как ожидалось, а наоборот, - к снижению Wn.
Такой характер изменения СХ (кривая 7) несколько отличается от экспериментальных данных, полученных авторами [6] на модели ПГВ-1000, что можно объяснить вероятностью выхода пара помимо безбарбо-тажных насадок (в пределах уровня от 2400 до 2600 мм) через незакрытую вертикальной торцевой заглушкой верхнюю часть зазора между корпусом ПГ-3 и закраиной ПДЛ. Это могло привести к брызгообразова-нию и общему ухудшению качества пара. Повышение же уровня до 2650 мм и более увеличивает и гидростатический напор, что ослабляет динамическое воздействие потока пара на поверхность воды. В результате уменьшается брызгообразование и Wn снижается до 0,063-0,069 %, что даже ниже значения Wn, установленного нормами ПТЭ.
Однако качество пара определяется не столько его влажностью, сколько концентрацией примесей, содержащихся в каплях котловой воды, уносимых паром [8]. Поэтому определенный интерес представляет сравнение значений Wn, полученных при пусконала-дочных работах, и Wn, измеряемых в процессе промышленной эксплуатации ПГ-2 и ПГ-3 блока ВоАЭС.
Как видно из рисунка, эксплуатационные значения Wn для ПГ-3 несколько ниже пусконаладочных. Это объясняется тем, что в эксплуатационном режиме суммарная концентрация примесей котловой воды даже в «солевом отсеке» поддерживается примерно на порядок ниже той, которая специально создавалась при наладочных испытаниях, следовательно, и качество генерируемого пара должно быть лучше.
Сопоставление СХ, приведенных на рисунке (СХ-4, 5, 6, 7), устанавливает принципиальную тенденцию в модернизации ПУ, выгодно отличающую их от
Волгодонский институт Южно-Российского государственного технического университета
штатных паросепарирующих устройств (СХ-1, 2, 3). Так, замена жалюзи на ППДЩ в сепарационной схеме ПГ улучшает их эксплуатационные характеристики (СХ-4). Установка ПДЛ с насадками исключает бар-ботаж пара через слой котловой воды и сопутствующее явление ее набухания. В результате физический уровень воды над ПДЛ приближается к массовому и в значительных пределах не зависит от нагрузки зеркала испарения. Это, в свою очередь, стабилизирует высоту парового объема и позволяет увеличить паро-производительность ПГ. Из графиков также видно, что методы усовершенствования сепарационных систем обеспечивают постоянство Wn (СХ-6, 7) в широком диапазоне ДНу на уровне номинируемого значения по сравнению со штатным ПУ (СХ-1, 2, 3). Кроме того, эти методы позволяют существенно увеличить высоту парового объема и допустимый диапазон изменения уровня воды над ПДЛ (до 200-300 мм). А этот критерий оказывает непосредственное и значительное влияние на КПД турбины и на тепловую экономичность блока в целом.
Литература
1. Трунов Н.Б., Логвинов С.А., Драгунов Ю.Г. Гидродинамические и теплохимические процессы в парогенераторах АЭС с ВВЭР. М., 2002.
2. Исследование сепарационных и гидродинамических характеристик парогенератора серийного блока АЭС с ВВЭР-1000 / А.Г. Агеев, Б.М. Корольков, В.Г. Данц и др. // Электрические станции. 1990. № 1. С. 29-33.
3. Теплохимические испытания парогенератора ПГВ-1000М с реконструированным ПДЛ и модернизованной системой водопитания: Годовой отчет / А.Г. Агеев, Б.М. Корольков, В.И. Белов и др.; ЭНИЦ ВНИИАЭС. 1999. С. 42-53.
4. Ageev A.G. et al. Modernization of PGV-1000 separator
scheme to improve an efficiency and reliability // Proceedings of third international seminar on horizontal stem generators. Lappeenranta. Finland, 1995. P. 311-325.
5. Агеев А.Г., Васильева Р.В., ДмитриевА.И. Исследование новой сепарационной схемы для парогенератора ПГВ-1000 // Атомная энергия. 1989. Т. 67. Вып. 3. С. 46-48.
6.Ageev A.G., Nigmatulin B.I., Titov V.F., Vasilieva R.V. PGV-1000 steam generators separation scheme modernization to increace their efficiency and reliability // Proceedings of the international Symposium on safety and reliability systems of PWRs and BWRs. Brno, 1995. P. 17-57.
7. Стырикович М.А., Резников М.И. Методы экспериментального изучения процессов генерации пара. М., 1969. 280 с.
8. Стырикович М.А., Мартынова О.И., Миропольский З.Л. Процессы генерации пара на электростанциях. М., 1969.
27 сентября 2002 г.
