CC BY
27
УДК 621.311.22
РАСЧЕТНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ВОЗМОЖНОСТИ РЕКОНСТРУКЦИИ ПАРОВОГО КОТЛА ПК-41 ПРИ УВЕЛИЧЕНИИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ МОЩНОСТИ ЭНЕРГОБЛОКА ДО 330 МВТ
Б.Л. ШЕЛЫГИН, канд. техн. наук, С.А. ПАНКОВ, канд. техн. наук
Предложен вариант модернизации парового котла ПК-41 на основании созданной расчетной модели агрегата в целях устранения выявленных конструктивных и эксплуатационных недостатков. Техническое решение позволяет повысить КПД котла на 2,5 % и увеличить электрическую мощность энергоблока до 330 МВт.
Ключевые слова: паровой котел, расчетная схема, компоновка поверхностей нагрева, топочные экраны, конвективный пучок труб, скорость циркуляции, гидравлическое сопротивление, температура воды, КПД котла.
СALCULATION RESEARCH OF RECONSTRUCTION FACILITIES OF STEAM BOILER SB-41 WHEN INCREASING POWER UNIT ELECTRICAL POWER TILL 330 MW
B.L. SHELYGIN, Candidate of Engineering, S.A. PANKOV, Candidate of Engineering
The authors describe the modernization method of steam boiler SB-41 on the basis of the developed calculation boiler model aiming at rectifying the constructive and operational defects. The technical solution allows us to raise the coefficient of the boiler efficiency by 2.5 % and increase electrical power of power unit till 330 MW.
Key words: steam boiler, calculation model, heat surface composition, furnace waterwalls, convection tube bank, circulation velocity, hydraulic resistance, water temperature, coefficient of the boiler efficiency.
Производство электроэнергии - один из главных показателей экономического развития страны. Энергетика, являющаяся важнейшей отраслью экономики России, в последнее время переживает сложный период в своем развитии [1]. Большая часть энергетического оборудования выработала установленный парковый ресурс. В настоящих рыночных отношениях решение проблемы возможно за счет модернизации устаревшего существующего оборудования электростанций [2].
Первая очередь Конаковской ГРЭС с блоками 300 МВт укомплектована турбоустановками К-300-23,5 ЛМЗ [3] и газомазутными, двухкорпусными котлоагрегатами марки ПК-41 паропроизводительностью 950 т/ч производства Подольского котельного завода «ЗиО г. Подольск» [4] (рис. 1).
Котлоагрегат ПК-41 был первым из котлов нового поколения, ввод в эксплуатацию которых осуществлялся в начале 70-х годов прошлого столетия. В настоящее время эти котлы работают с чрезмерно высоким расходом условного топлива на производство электроэнергии. По современным требованиям [5], эти котлы считаются морально и физически устаревшими и подлежат замене, либо серьезной модернизации. Данные котлы проработали более 250 тыс. часов, имеют значительный износ поверхностей и низкую, по современным меркам, экономичность. Они не соответствуют современным требованиям по маневренности и нормативным показателям выбросов вредных веществ в атмосферу.
Рис. 1. Компоновка поверхностей нагрева проектного варианта котла ПК-41: 1, 2, 3 - нижняя, средняя и верхняя радиационные части (НРЧ, СРЧ, ВРЧ); 4, 5 - первая и вторая ступени ширмового пароперегревателя (ШП1, ШП2); 6 - ступени конвективного пароперегревателя высокого давления (КПВД1, КПВД2); 7, 8 - первая и вторая ступени конвективного пароперегревателя низкого давления (КПНД1, КПНД2); 9 - переходная зона (ПЗ); 10 - водяной экономайзер (ВЭ)
Для анализа эксплуатационных показателей действующего котлоагрегата ПК-41 Конаковской ГРЭС была разработана с использованием расчетной программы «ТРАКТ» расчетная модель котла, включающая четыре рабочих тракта:
- газовый тракт (рис. 2);
- тракт пара высокого давления (ВД) (рис. 3);
- тракт пара низкого давления (НД) (рис. 4);
- воздушный тракт (рис. 4).
При выполнении расчета в качестве топлива был принят природный газ с теплотой сгорания 8200 ккал/м3 [7]. Коэффициент избытка воздуха на выходе из топочной камеры при максимальной нагрузке котла ат = 1,04. Средняя температура наружного воздуха принята 10 оС, температура воздуха перед РВП (за калориферами) - 30 оС.
Расчетный анализ выполнен для одного корпуса котлоагрегата. Исходные данные для выполнения теплового расчета представлены в табл. 1.
Значения температур перегретого пара за КПВД2 и КПНД2 поддерживались на уровне 544-546 °С за счет изменения расхода топлива и доли байпасирования пара применительно к паропаровому теплообменнику (ППТО) в пределах 0,01-0,4.
N Е: 01 02 03 04 05 06 07 08 09 1 0
ЫЕ :
1 1 12 1 3 14 15 1 6 17 1 8 19 20 21 22 23 24
Рис. 2. Расчетная схема газового тракта котла ПК-41
X Впр.1 Впр.2 ЭКО НРЧ3.1 Н РЧ 3.2 НРЧ .Б 1 НРЧ. Б 2 НРЧФ П 3 Пуст Пуст
со ^
N Е: 1 01 1 02 103 104 105 1 06 107 108 1 09 1 10 1 1 1 1 1 2
СРЧ3.1 СРЧ3.2 СРЧБ.1 СРЧБ.2 СРЧБ.3 ШП 1СР ШП2 КР ВРЧ.1
N Е: 113 114 115 116 117 118 119 120
ВРЧ.2 ППТО ВПР-1 СРЧФ .1 СРЧФ.2 СРЧФ.3 ШП 2 ВПР-2 КПВД-1 КПВД-2
ЫЕ
126 127 128 130 131
Рис. 3. Расчетная схема водопарового тракта ВД котла ПК-41
N Е: 201 202 203 204 205 206 207
^ Калор. Перет. РВП.Х РВП. Г Перет. а
оз л а ей
NE: 301 302 303 304 305 306 307
Рис. 4. Расчетная схема трактов промежуточного перегрева пара и нагрева воздуха котла ПК-41
Результаты теплового расчета проектного варианта котла ПК-41 представлены в табл. 2.
Таблица 1. Исходные данные для расчета проектного варианта котла ПК-41
Наименование характеристик Электрическая мощность блока, МВт
150 | 200 | 300
Поверхность нагрева НРЧ и СРЧ, м2 696
Поверхность нагрева ШП1 и ШП2, м2 820
Поверхность нагрева ПЗ, м2 2250
Поверхность нагрева ВЭ, м2 2250
Объем топочной камеры, м3 950
Расход питательной воды, т/ч 238 300 475
Температура питательной воды, оС 230 249 265
Давление питательной воды, кгс/см2 260 300 320
Давление пара ВД, кгс/см2 190 230 250
Давление пара на входе в КПНД1, кгс/см2 25 29 39
Давление пара на выходе из КПНД2, кгс/см2 23 27 37
Температура пара на входе в КПНД1, оС 255 273 295
Расход пара на входе в КПНД1, т/ч 180 250 370
Присос воздуха в топочную камеру, Лат- 0,16 0,14 0,1
Потери теплоты от наружного охлаждения q5, % 0,4 0,33 0,2
Таблица 2. Результаты теплового расчета проектного варианта котла ПК-41
Наименование характеристик
150 200 300
Тепловосприятие корпуса котла, 164,3 197,4 296
Гкал/ч
Расход топлива, тыс. м3/ч 21,88 22,21 39,44
Температура уходящих газов, оС 139 143 150
Коэффициент избытка воздуха в ухо- 1,6 1,54 1,46
дящих газах
КПД котла брутто, % 90,73 90,92 90,59
Температура горячего воздуха, оС 245 259 267
Температура газов на выходе из то- 1147 1215 1348
почной камеры, оС
Тепловое напряжение топочного 189 226 340
объема ду, Мкал/(м3/ч)
Электрическая мощность блока, МВт
Полученные результаты позволяют сделать следующие выводы. КПД брутто корпуса котла ПК-41 при номинальной нагрузке 90,59 % оказывается существенно ниже значений КПД современных газомазутных котлов, и обусловлено это, в первую очередь, высокими значениями температуры уходящих газов и коэффициента избытка воздуха в них.
Котел работает с максимальным значением теплового напряжения топочного объема ду, что существенно повышает концентрацию окислов азота в уходящих газах ЫОх [8]. Вероятность повышения концентрации ыОх дополнительно возрастает вследствие повышения температуры в ядре факела из-за высокой температуры горячего воздуха. Таким образом, повышение паропроизводительности котла в целях увеличения электрической мощности энергоблока при существующей конструкции оказывается невозможным.
Для улучшения основных показателей котла ПК-41 и возможности увеличения его паропроизводительности, при неизменных габаритах, предлагается следующее решение:
1) увеличить топочный объем за счет реконструкции топочной камеры, ликвидации пережима между нижней (НРЧ) и средней (СРЧ) радиационными частями топочной камеры, удаления горизонтальных пакетов нижних и верхних ступеней ширмового пароперегревателя (ШП1 и ШП2);
2) установить вместо ширм в горизонтальном газоходе котла последовательно два одинаковых пакета конвективного пароперегревателя высокого давления (КПВД3) в качестве выходной ступени парового тракта;
3) исключить из газового тракта переходную зону (ПЗ) - зону максимальной теплоемкости рабочей среды, соединить ПЗ с водяным экономайзером в качестве второй ступени (ВЭ2).
Предлагается новая компоновка поверхностей нагрева котла (рис. 5), для которой разработана расчетная модель с соответствующими изменениями в структурах рабочих трактов (рис. 2-4). Исходные данные для выполнения теплового расчета нового (модернизированного) варианта котла ПК-41 представлены в табл. 3.
Уходящие газы в РВП
Рис. 5. Компоновка поверхностей нагрева модернизированного варианта котла ПК-41: 1, 2, 3 - нижняя, средняя и верхняя радиационные части (НРЧ, СРЧ, ВРЧ); 4 - третья ступень конвективного пароперегревателя высокого давления (КПВД3); 5 - ступени конвективного пароперегревателя высокого давления (КПВД1, КПВД2); 6, 7 - первая и вторая ступени пароперегревателя низкого давления (КПНД1, КПНД2); 8, 9 - первая и вторая ступени водяного экономайзера (ВЭ1, ВЭ2)
Результаты теплового расчета модернизированного варианта котла представлены в табл. 4.
3
Таблица 3. Исходные данные для расчета модернизированного варианта котла ПК-41
Наименование характеристик Электрическая мощность блока, МВт
150 | 200 | 330
Поверхность нагрева НРЧ и СРЧ, м2 624
Поверхность нагрева КПВД3, м2 550
Поверхность нагрева водяного экономайзера (ВЭ1 и ВЭ2), м2 4500
Объем топочной камеры, м3 1480
Радиационная поверхность нагрева с учетом части ВРЧ (до первой ступени КПВД3), м2 724
Расход питательной воды, т/ч 240 320 525
Температура питательной воды, оС 235 254 270
Давление питательной воды, кгс/см2 265 305 330
Давление пара ВД, кгс/см2 200 235 255
Давление пара на входе в КПНД1, кгс/см2 23,5 29,5 40
Давление пара на выходе из КПНД2, кгс/см2 21,5 27,5 37,6
Температура пара на входе в КПНД1, оС 265 280 300
Расход пара на входе в КПНД1, т/ч 198 275 420
Потери теплоты от наружного охлаждения д5, % 0,4 0.35 0,19
Таблица 4. Результаты теплового расчета модернизированного варианта котла ПК-41
Наименование характеристик
150 200 330
Тепловосприятие корпуса котла, 164,6 211,1 326,7
Гкал/ч
Расход топлива , тыс. м 3/ч 21,3 27,3 42,41
Температура уходящих газов, оС 110 119 134
Коэффициент избытка воздуха в ухо- 1,46 1,35 1,29
дящих газах
КПД котла брутто, % 93,23 93,4 93,03
Температура горячего воздуха, оС 215 229 247
Температура газов на выходе из то- 1099 1191 1351
почной камеры, оС
Тепловое напряжение топочного 118 151,3 235
объема ду, Мкал/( м3/ч)
Электрическая мощность блока, МВт
Сравнительный анализ результатов расчетов для существующего и модернизированного вариантов компоновок поверхностей нагрева котла (табл. 2, 4) представлен на графиках (рис. 6-9).
9 ух, °С 150
140 130 120
110
150 200 250 300 350
N э, МВт
Рис. 6. Изменение температуры уходящих газов в зависимости от электрической мощности блока:
проектный вариант;
модернизиро-
ванный вариант
Пкбр, % 94
93 92 91 90
150 200 250 300
350
N э, МВт
Рис. 7. Изменение КПД котла брутто в зависимости
от электрической мощности блока: ----- - проект-
ный вариант; - - - - модернизированный вариант
^ 3
М кал/(м -ч) 350 250 150
150 200 250 300 350
N э, МВт
Рис. 8. Изменение теплового напряжения топочного объема в зависимости от электрической мощности блока:------ - проектный вариант;-------- модерни-
зированный вариант
° С
150 200 2 50
300 350
Nэ, М Вт
Рис. 9. Изменение температуры горячего воздуха в зависимости от электрической мощности блока:
проектный вариант;
модернизиро-
ванный вариант
Расчеты показали, что при существующей конструкции котла увеличение электрической мощности энергоблока от 150 до 300 МВт сопровождается увеличением расхода природного газа на один корпус от 21,88 до 39,44 тыс. м3/ч. Коэффициент избытка воздуха в уходящих газах снижается с 1,6 до 1,46, а температура уходящих газов возрастает до 150 °С (рис. 6). Коэффициент полезного действия котла вследствие высоких тепловых потерь с уходящими газами не превышает 91 % на всех расчетных нагрузках.
Модернизированный вариант компоновки предполагает отказ от ШП1 и ШП2, увеличение роли ВРЧ в тепловосприятии радиационных поверхностей нагрева топочной камеры, дополнительной конвективной поверхности нагрева (КПВД3), увеличение доли участия в теплообмене последующих поверхностей нагрева по ходу газового тракта. В результате температура уходящих газов в диапазоне из-
менения электрической мощности энергоблока от 150 до 330 МВт составит 110-134 °С, что на 26-29 °С ниже по сравнению с существующим вариантом. Этот фактор, а также снижение коэффициента избытка воздуха в уходящих газах дают прирост КПД котла на 2,5 % (рис. 7). Более эффективное тепловосприятие хвостовыми поверхностями нагрева котла при пониженных температурах уходящих газов делает возможным снижение температуры горячего воздуха на 20-30 °С в сравнении с существующим вариантом (рис. 9).
Модернизированный вариант предполагает увеличение объема топочной камеры до 1480 м3, при этом тепловые напряжения топочного объема даже при максимальных значениях паропроизводительности котла не превышают 230-250 Мкал/(м3/ч), что в 1,3-1,4 раза ниже в сравнении с существующим вариантом (рис. 8).
Концентрация окислов азота N0), в уходящих газах не превысит существующих значений даже при увеличении паропроизводи-тельности котла на 8-10 % (до 510-525 т/ч на корпус) и при соответствующем увеличенном расходе топлива за счет снижения значений тепловых напряжений топочного объема и температуры горячего воздуха [8].
Заключение
С использованием расчетной модели котла ПК-41 выявлены его конструктивные недостатки, следствием которых являются низкие экономические показатели и невозможность существенного повышения его паропро-изводительности.
В пределах существующих габаритов котла предложен вариант его модернизации с
новым компоновочным решением поверхностей нагрева.
Расчетом установлена возможность эффективной эксплуатации модернизированного котла при увеличении его паропроизводитель-ности от 475 до 525 т/ч на один корпус.
Модернизация позволит увеличить КПД котла на 2,5 % в сравнении с существующим вариантом, доведя его до 93-93,5 % при электрических нагрузках энергоблока 250-330 МВт.
Снижение теплового напряжения топочного объема с 280-340 Мкал/(м3/ч) до 200- 235 Мкал/(м3/ч), т.е. на 35-40 % ниже существующего, а также снижение температуры горячего воздуха (на 19-21 °С) снижают вероятность образования окислов азота в топочной камере котла.
Список литературы
1. Мошкарин А.В., Смирнов А.М., Ананьин В.И.
Состояние и перспективы развития энергетики Центра России / под ред. А.В. Мошкарина. - Иваново: Центрэнерго -Иван. гос. энерг. ун-т, 2000.
2. Анализ перспектив развития отечественной теплоэнергетики / А.В. Мошкарин, М.А. Девочкин, Б.Л. Шелыгин и др.; под ред. А.В. Мошкарина / Иван. гос. энерг. ун-т. -Иваново, 2002.
3. Тепловые и атомные электрические станции: справочник / под общ. ред. В.А. Григорьева, В.М. Зорина. -М.: Энергоатомиздат, 1989.
4. Котлы большой мощности. Каталог 13-80. НИИЭИНФОРМЭНЕРГОМАШ. - М., 1980.
5. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. - М.: Энергия, 2003.
6. Носков А.Л. Руководство для пользователей «Справочные материалы по программе ТРАКТ» / ЗиО -Подольск. - Подольск, 1984. - 40 с.
7. Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод) / под ред. Н.В. Кузнецова, В.В. Митора, И.Е. Дубовского, Э.С. Карасиной. - М.: Энергия, 1973.
8. Сигал И.Я. Защита воздушного бассейна при сжигании топлива. - Л.: Недра, 1977.
Шелыгин Борис Леонидович,
ФГБОУВПО «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина», кандидат технических наук, профессор кафедры тепловых электрических станций, телефон (4932) 41-60-56, e-mail: admin@tes.ispu.ru
Панков Сергей Алексеевич,
ФГБОУВПО «Ивановский государственный энергетический университет имени В. И. Ленина», кандидат технических наук, телефон (4932) 41-60-56, e-mail: admin@tes.ispu.ru
