Повышение паропроизводительности котла БКЗ 210-140 после перевода его на газ на примере Хабаровской ТЭЦ-1

Основные недостатки при установке жалюзи:

1. Применение жалюзи приводит к уменьшению высоты парового сепарационного объема приблизительно на 30—100 мм. Увеличение высоты парового объема за счет демонтажа жалюзи (работа гравитационной сепарации) иногда перекрывает выигрыш от применения жалюзи (работа инерционной сепарации).

2. В течение продолжительного времени эксплуатации котла жалюзи зашламляются и корродируются, что приводит к увеличению скоростей пара между пластинами, ухудшению их работы за счет дополнительного срыва стекающих капель, пленок с волн жалюзи.

3. Применение жалюзи в сепарационной схеме приводит при работе котла с резко переменными нагрузками или посадками давления к вероятности возникновения мощного броска влаги из барабана.

Все приведенные выше недостатки в работе жалюзи послужили причиной отказа АО «Фирма ОРГРЭС» от применения жалюзи в сепарационных схемах котлов или их демонтажа на действующих котлах.

Начав удалять жалюзи сначала на котлах с диаметром барабана 1300 мм и получив положительный эффект, в дальнейшем распространило этот опыт и на котлы с диаметром барабана 1500—1800 мм. Поэтому в течение приблизительно 30 лет жалюзи как элемент в сепарационной схеме котлов ОРГРЭС не применяет.

Для обеспечения эффективной промывки пара от кремнекислоты по данным промышленных и стендовых испытаний достаточен 50%-ный подвод ПВ на промывочное устройство. Остальная часть воды должна сбрасываться в водяной объем барабана в зазоры между сливными коробами. Подвод 50% ПВ на промывочное устройство, а не 100% обеспечивает меньшее набухание двухфазного слоя на промывочном устройстве и, как следствие, меньший вынос капель влаги из барабана.

Был выполнен расчет набухания слоя ПВ на барботажно-промывочном устройстве котла БКЗ-210−140 (dбвн= 1600 мм) — для двух случаев: при 100%-ной (рис. 3.

3.) и 50%-ной (рис. 3.

4.) подаче питательной воды см п. 2.2 [5]. Расчет показал, что при 100%-ной подаче ПВ набухание промывочного слоя составляет 220 мм, в то время как при 50%-ной подаче набухание — 130 мм. Из-за набухания снижается высота свободного пространства от двухфазного слоя над паропромывочным устройством, которая при 100%-ной подаче составляет всего 17 мм (практически все пространство между листом и жалюзи заполнено двухфазным слоем), в то время как при 50%-ной подаче она составляет 107 мм. В первом случае практически нет свободной паровой высоты для гравитационной сепарации капель и брызг, выбрасываемых из промывочного устройства. Очевидно, что котлы с 50%-ной подачей ПВ будут выдавать пар лучшего качества, чем котлы, имеющие 100%-ную подачу ПВ на промывку. При удалении жалюзи из сепарационной схемы котла высота свободного парового пространства при 100%-ной подаче ПВ увеличится до 158 мм, а при 50%-ной — до 271 мм. Вот основная причина, по которой при демонтаже жалюзи качество пара котлов улучшается.

Рис. 3.

3. Сепарационная схема котла БКЗ-210−140 при 100%-ной подаче питательной воды:

1 — питательный короб; 2 — паропромывочное устройство, 3 — приемный короб пароводяной смеси; 4 — внутрибарабанный циклон; 5 — поддон; 6 — жалюзийная крышка циклона; 7 — жалюзийный сепаратор; 8 — дырчатый пароприемный потолок; 9 — аварийный слив.

Рис. 3.

4. Сепарационная схема котла БКЗ-210−140 при 50%-ной подаче питательной воды:

1 — барабан; 2 — короб для вводимой в барабан пароводяной смеси,

3 — внутрибарабанный циклон; 4 -крышка циклона; 5 — поддон; 6 — труба, подающая питательную воду; 7 — разделяющий короб питательной воды; 8 — промывочный щит; 9 — насадка отводящая воду мимо промывочных щитов; 10-труба для слива питательной воды; 11-верхний дырчатый щит; 12-труба для подачи фосфатов; 13-труба для парового разогрева барабана при растопке котла; 14-аварийный слив; 15-средний уровень воды; 16-вывод насыщенного пара; 17-водоопускные трубы экранов.

На котлах высокого давления БКЗ-210−140 были установлены корытчатые барботажные устройства, которые имеют следующие недостатки:

в связи с тем, что проход пара через промывочный лист осуществляется не равномерно по всей его длине (как это происходит в дырчатых промывочных листах), а концентрированно, через щели, скорость в которых приблизительно в 10 раз выше, чем в паровом объеме до промывки, то из-за неравномерной эпюры поля скоростей пара возможен дополнительный вынос влаги на промывочный лист, что снижает эффект промывки;

данное паропромывочное устройство, имеющее высоту около 70 мм, приблизительно на 50—60 мм снижает паровую высоту по сравнению с плоским листом;

поле скоростей за промывочным устройством получается неравномерным, так как пар поступает в паровой объем не через все сечение промывочного листа, а только примерно через две трети полного сечения листа (из-за выступающих буртиков). Это приводит к дополнительному выносу влаги из промывочного устройства;

в процессе эксплуатации корытчатое барботажное устройство зашламляется значительно интенсивнее, чем плоский барботажный лист.

Выносные циклоны применяются практически на всех котлах в качестве сепараторов солевых отсеков. Из всех сепарационных устройств, применяемых в отечественном котлостроении, они лучше всего приспособлены для работы на воде повышенного и даже закритического (по вспениваемости) солесодержания. Однако выносные циклоны могут выдавать качественный пар при соблюдении следующих условий.

Паровые нагрузки циклонов не должны превышать допустимых. Для стандартного циклона d = 426 мм допустимые нагрузки будут составлять для котлов с Рб = 155 кгс/см2 — 16 т/ч.

Уровень воды в корпусе циклона должен быть как минимум на 500 мм ниже штуцеров подвода пароводяной смеси в циклон.

Все внутренние устройства циклонов (внутренняя улитка, дырчатый потолок, крестовина и т. д.) должны соответствовать техническим требованиям на изготовление циклонов.

При невыполнении этих условий циклоны, как правило, начинают выдавать пар повышенной влажности, что приводит иногда к ухудшению качества пара котла.

3.

5.2 Обеспечение циркуляции при повышении нагрузки.

При форсировке паровых котлов необходимо оценить (расчетом или экспериментально) паропроизводительности экранов, замкнутых на выносные циклоны. В процессе работы котлов их условия эксплуатации могут существенно отличаться от проектных (другой вид топлива, другие газогорелочные устройства, реконструкция топочных панелей, замкнутых на выносные циклоны и т. д.), в связи с чем паропроизводительности контуров, замкнутых на циклоны, могут отличаться от проектных. При работе котла с паропроизводительностью выше номинальной необходимо, чтобы паровая нагрузка циклонов не превышала допустимую. При невыполнении этого условия необходимо либо увеличить диаметры циклонов, либо установить дополнительные корпусы циклонов.

При увеличении паровых нагрузок котлов выше номинальных (более чем на 10−15%) необходимо выполнить анализ надежности естественной циркуляции во всех контурах котла, в некоторых случаях гидравлический расчет отдельных контуров, а иногда и реконструкцию циркуляционных контуров.

Циркуляционные контуры, применяемые в барабанных котлах, по условиям циркуляции (условно) можно разделить на три типа.

Контуры, не имеющие верхних собирающих коллекторов.

Данные контуры имеют простую конструкцию, состоящую из опускной системы, нижних коллекторов и экранных труб, которые в верхней своей части замыкаются на барабан. При площади сечения опускных труб не менее 25 — 50% сечения экранов, такие контуры надежно работают при любых условиях, в том числе и при увеличении паровых нагрузок выше номинальных. (Опыт АО «Фирма ОРГРЭС», НПО ЦКТИ и ВТИ) [4].

Контуры, имеющие верхние собирающие коллекторы и отводящую систему.

Данные контуры в отличие от контуров, рассмотренных выше, имеют несколько большие гидравлические сопротивления за счет применения верхних собирающих коллекторов (небольшого сечения) и отводящих труб сечением, как правило, 30 — 60% сечения экрана. При сечении опускной системы не менее 40 — 50% циркуляция воды в таких контурах, как правило, остается надежной и при форсировке паровых нагрузок выше номинальной [4].

Контуры, имеющие верхние собирающие коллекторы и отводящую систему, замкнутую на выносные циклоны.

Данные контуры имеют наиболее сложные условия циркуляции, так как на условия циркуляции в контуре влияет, кроме всего прочего, и гидравлика выносных циклонов. По сравнению с контурами, рассмотренными выше, данные контуры имеют еще ряд дополнительных сопротивлений, а именно:

сопротивление входа в циклон (улитка). (Это самое большое сопротивление в контуре, так как вход в циклон имеет, как правило, сечение не более 10 — 20% сечения экрана);

потеря давления на подъем пароводяной смеси выше уровня воды в циклоне;

снижение высоты циркуляционного контура за счет некоторой посадки уровня воды в циклоне.

Поэтому в контурах, замкнутых на выносные циклоны, полезные напоры контуров, а значит и скорости циркуляции будут, как правило, ниже, чем в контурах, не замкнутых на циклоны. При форсировке котлов с такими контурами необходимы расчет циркуляции с проверкой надежности (отсутствие застоя и опрокидывания циркуляции) и в большинстве случаев реконструкция такого контура [4].

Согласно [4] и [7] для обеспечения надежной циркуляции в контурах необходимо принимать площадь сечения (в процентах от сечения экранных труб):

опускных труб:

— для котлов давлением более 140 кгс/см2 (14,0 МПа) — 40−50%;

— для котлов давлением 40—110 кгс/см2 (4,0—11,0 МПа) — 30−40%;

— для котлов давлением 10 — 40 кгс/см2 (1,0—4,0 МПа) — 20−30%;

отводящих труб — 30 — 60%.

При соблюдении этих условий циркуляция будет надежной и при форсировке паровых нагрузок котлов выше номинальных.

3.6 Гидродинамический расчет котла.

Согласно рекомендациям [4] проведен анализ надежности естественной циркуляции во всех циркуляционных контурах котла. Расчет представлен в табл. 3.

6.1.

В результате выполненных расчетов можно заключить, что площадь сечения опускных труб (в процентах от сечения экранных труб) всех циркуляционных контуров котла не ниже 40%, а для контуров солевых отсеков — 76%. Площадь сечения отводящих труб (в процентах от сечения экранных труб) всех циркуляционных контуров котла 4373%.

Таким образом, все циркуляционные контуры котла соответствуют рекомендациям [7]:

для обеспечения надежной циркуляции при форсировке паровых нагрузок котлов давлением более 140 кг/см2 площадь сечения опускных труб (в процентах от сечения экранных труб) должна быть не менее- 4050%, площадь сечения отводящих труб (в процентах от сечения экранных труб) должна быть — 3060%.

Для обеспечения качества пара при повышении нагрузки котла Dк=240 т/ч необходимо провести реконструкцию сепарационной схемы котла, а именно следующие мероприятия:

демонтаж жалюзийного сепаратора;

заменить корытчатый промывочный лист плоским промывочным щитом;

смонтировать схему подвода 50% питательной воды на промывочное устройство (см. рис. 3.

4.).

Так как циркуляционные контуры котла БКЗ-210−140 изначально выполнены с большим запасом надежности, дополнительных мероприятий по увеличению надежности циркуляции при повышении нагрузки котла до Dк=240 т/ч не требуется. Глава 4. Технико-экономический расчет эффективности повышения производительности котлов.

4.

1. Расчет затрат на реконструкцию.

Таблица 4.

1.

№пп МЕРОПРИЯТИЯ Затраты*, тыс.

руб. 1 Анализ проекта по реконструкции котла для повышения его паропроизводительности (Тепловой, аэродинамический, гидравлический расчеты, выбор горелочных устройств и т. д.). 2 500 2 Замена дутьевых вентиляторов ВДН-18-IIУ на ВДН-20 (включая затраты на демонтаж и монтаж ДВ). 1 700 3 Реконструкция внутрибарабанных устройств. 2 000 4 Пуско-наладочные и режимно-наладочные работы. 1 000 Итого: 7 200 Примечание: * - стоимость затрат на реконструкцию принята приблизительно из-за постоянного изменения цен на материалы и услуги сторонних (проектировочных, ремонтных и д.р.) организаций.

Суммарные затраты на реконструкцию котла: Црек = 7 200 тыс. рублей.

4.

2. Определение срока окупаемости затрат.

Расчет экономической эффективности реконструкции Таблица 4.

2.

Срок окупаемости реконструкции τ = Црек /(Э/12мес.)

τ =7 200 /(37 056/12) = 2,3 мес.

Глава 5. Экологические проблемы повышения паропроизводительности котлов на газе.

5.

1. Экологические проблемы повышения паропроизводительности котлов на газе.

Тепловые электростанции, потребляя около 40% добываемого топлива, оказывают существенное влияние на окружающую среду. Это воздействие ТЭС определяется как тепловыми потерями в атмосферу, так и выбросами ряда вредных загрязнений. По данным [8] при сжигании органического топлива в тепло и электроэнергетике в атмосферу поступает 60% аэрозолей, 60 — 70% окислов серы, более 95% окислов азота от общего количества всех антропогенных выбросов.

Положительный экологический эффект перевода котлов с твердого топлива на газообразное определяется более благоприятными техническими характеристиками последнего, а также возможностью организовать процесс горения без топочных потерь. В продуктах сгорания практически отсутствуют сажистые частицы, окись углерода, бензапирен, а характеристика их вредности определяется, в основном, концентрацией окислов азота.

Среднегодовая концентрация вредных веществ, выбрасываемых котлами БКЗ 210−140−7 Хабаровской ТЭЦ-1 в среднем на котел составляет:

а их общий выброс в атмосферу в среднем на котел 13 083 тонны в год, в том числе тонны в год (подробнее в табл. 5.1). На рис.

5.1. приведено сравнение выбросов загрязняющих веществ котлами ХТЭЦ-1 при работе на угле и на природном газе.

На рис. 5.2, 5.3 и 5.4 приведена зависимость выбросов оксидов азота от паропроизводительности котлов БКЗ-210−140 ст.№№ 16; 9 и 11 при работе на газе. Графики построены на основании опытных данных полученных при проведении тепловых испытаний котлов проведенных ОАО «Хабаровская энерготехнологическая компания» в 2006;2008 г. г.

Таблица 5.1 Выбросы загрязняющих веществ с дымовыми газами от паровых котлов БКЗ-210−140−7 ХТЭЦ-1 в среднем за 2006;2007 г. г.

Наименование Номер котла Всего 10 11 12 13 14 Число часов работы котла в год 6367 5130 4900 6000 6496 28 893

Среднегодовая нагрузка, т/ч 155 160 165 165 156 160,2 Объём дымовых газов, нм3/сек 62 60 59 60 61 302 СреднеNО2, мг/нм3 490 480 510 490 495 493 годовая NО, мг/нм3 63 62 66 63 64 63,6 концентSО2, мг/нм3 650 670 630 590 660 640 рация СО, мг/нм3 63 59 58 63 64 61,4 Зола, мг/нм3 835 820 790 800 840 817 ВыброNО2, г/сек 30,4 28,8 30 29,4 31,1 149,7 сы в атт/год 696,8 531,8 529,2 635,0 710,7 3103,5 мосферу NО г/сек 3,9 3,7 3,9 3,8 3,9 19,2 т/год 89,4 68,3 68,8 82,1 91,18 399,78 SО2 г/сек 40,3 40,2 37,2 35,4 40,4 193,5 т/год 923,7 742,4 656,2 764,6 942,1 4029 СО г/сек 3,9 3,5 3,4 3,8 3,9 18,5 т/год 89,4 64,4 60,0 82,1 91,2 378,1 Зола г/сек 51,8 49,2 46,6 48,0 51,7 247,3 т/год 1187 908 822 1036 1210,7 5163,7

— показатели при работе на угле — показатели при работе на газе Рис. 5.1 Среднегодовые выбросы загрязняющих веществ с дымовыми газами котлов БКЗ 210−140−7 ХТЭЦ-1 при работе на угле и выбросы при работе на газе.

Рис. 5.2 Содержание оксидов азота NOx в дымовых газах котла БКЗ 210−140 ст.№ 16 ХТЭЦ-1 при работе на природном газе.

Рис. 5.3 Содержание оксидов азота NOx в дымовых газах котла БКЗ 210−140 ст.№ 9 ХТЭЦ-1 при работе на природном газе.

Рис. 5.4 Содержание оксидов азота NOx в дымовых газах котла БКЗ 210−140 ст.№ 11 ХТЭЦ-1 при работе на природном газе.

Основную долю загрязнения воздушного бассейна составляют выбросы оксидов азота NОx, а также летучей угольной золы. Снижение данных выбросов является одной из основных задач ТЭЦ и наладочных организаций.

Технологические способы снижения выбросов азота приведены в п. 5.

2.

С увеличением паропроизводительности котла из-за роста температур в топке выбросы NOх увеличиваются, однако это увеличение незначительно.

За три года доля газа в общем балансе топлива Хабаровской ТЭЦ-1 выросла с 3 до 51%. Соответственно значительно уменьшились выбросы SO, CO, NОx и золы. При увеличении паропроизводительности котлов работающих на газе, увеличивается и доля газа в общем балансе топлива. Для снижения содержания NOx в данном проекте предлагается применение вихревых горелок, а так же применение третичного дутья.

Прогнозируется, что применение современных низкотоксичных вихревых горелок ГМВИ -III совместно с использованием методов ступенчатого (нестехиометрического) сжигания (использование сопл третичного дутья) позволит обеспечить содержание оксидов азота в дымовых газах (при повышении нагрузки до Dк=240 т/ч) на уровне не более 200 мг/нм3, что минимум в 2,2 раза меньше чем при сжигании твердого топлива.

5.

2.Технологические способы снижения выбросов азота

Технологические методы снижения образования оксидов азота, воздействующие на процесс горения газового топлива, позволяют существенно сокращать их концентрацию в дымовых газах газомазутных котлов.

Проверены и рекомендуются для крупных котлов мероприятия, перечисленные в табл. 5.

2.1. Там же приводится оценка их эффективности.

Таблица 5.

2.1.

Наименование мероприятия Снижение выбросов, % Примечание Снижение коэффициента избытка воздуха в горелках 30—40 При уменьшении избытка воздуха с

1,10 до 1,02. Наряду с экологическим эффектом позволяет повысить экономичность котла, а при сжигании серосодержащих топлив также уменьшить скорость коррозии и загрязнения конвективных поверхностей нагрева Рециркуляция дымовых газов в горелки 30−60

Снижение зависит от количества рециркулирующих газов, конструкции горелок и способа ввода газов рециркуляции, исходной температуры факела в зоне горения Установка горелок с низким выходом NOх 20—30 Предельное снижение NOх ограничивается химическим недожогом топлива и устойчивостью горения Двухступенчатое сжигание 30−50 Выброс NOх снижается с увеличением расстояния от горелок до сопл воздушного дутья. Величина снижения ограничивается возрастанием недожога и образованием вредных веществ, в том числе бенз (а)пнрена, опасностью коррозии экранов. Имеется тенденция к росту коэффициента избытка воздуха на выходе из топки Трехступенчатое сжигание 30—50 Восстановитель — газ или мазут, транспортируемые дымовыми газами. Ограничения связаны с ростом температуры на выходе из топки или с увеличением высоты топки, с опасностью коррозии экранов, с ростом недожога и с увеличением образования других вредных соединений Впрыск воды или водяного пара в зону горения 15−25 Рекомендуется в качестве дополни тельного к другим методам подавления NO. x в случаях повышенных требований к охране атмосферы, например при неблагоприятных метеоусловиях или в районах с повышенной фоновой концентрацией вредных веществ Снижение температуры по догрева воздуха 20−40

Рециркуляция дымовых газов в горелки Рециркуляция дымовых газов снижает концентрацию оксидов азота как за счет снижения температуры в факеле, так и за счет уменьшения концентрации кислорода в зоне горения. Рециркуляцией 15% дымовых газов при сжигании природного газа удается снизить концентрацию NOх примерно в два раза. Имеются следующие варианты ввода газов рециркуляции через горелки:

ввод в смеси со всем воздухом, подаваемым в горелку;

ввод в смеси с частью воздуха (50—70%), подаваемой в периферийные каналы;

ввод через специальный канал горелки, предназначенный для подачи рециркулирующих газов.

Первый способ отличается простотой схемы газоходов, сравнительно небольшой металлоемкостью и обеспечивает идентичность доли газов рециркуляции во всех горелках котла. Перемешивание газов рециркуляции с воздухом осуществляется либо в аэродинамическом смесителе, либо путем подачи газов через уплотнения регенеративных воздухоподогревателей. Основные недостатки этого способа заключаются во влиянии на устойчивость горения и в повышении сажеобразования (особенно на сниженных нагрузках при сжигании мазута).

При вводе газов рециркуляции в смеси с воздухом через периферийные каналы горелки зона зажигания практически не балластируется, благодаря чему влияние метода на устойчивость горения и выброс сажистых частиц мало. Схема газовоздушного тракта, однако, получается более сложной и металлоемкой по сравнению с предыдущим вариантом.

При подаче газов рециркуляции через специальный канал горелки наиболее целесообразно размещать его между потоками первичного и вторичного воздуха или по периферии. Как правило, газы рециркуляции подаются прямотоком, что требует значительно меньшего напора дымососов рециркуляции газов. Однако схема газовоздушного тракта и конструкция горелки усложняются. Этот вариант позволяет уменьшить выбросы оксидов азота без ухудшения устойчивости горения и практически без увеличения выбросов сажи в широком диапазоне нагрузок (100—30%).

Отбор газов осуществляется из газохода после водяного экономайзера.

Горелки с низким выходом N0х Снижение образования оксидов азота достигается за счет ступенчатого подмешивания воздуха.

Конструкция горелки должна предусматривать следующее: не менее двух каналов для подвода воздуха;

распределение топлива на выходе из амбразуры преимущественно в пределах потока воздуха внутреннего канала; параметр крутки воздуха n = 0,8-~1,0;

ввод газов рециркуляции в горелке должен осуществляться в «рассечку» или отдельным периферийным каналом.

Двухступенчатое сжигание При двухступенчатом сжигании в первичной зоне основная масса топлива сжигается при недостатке воздуха, а дожигание происходит за счет подачи дополнительного воздуха во второй ступени при более низких температурах. Этот метод обеспечивает подавление образования оксидов азота по всем трем механизмам.

Избыток воздуха в горелках рекомендуется принимать в пределах αг=0,7−0,8. Подача воздуха во вторую ступень рассчитывается из условия, что коэффициент избытка воздуха на выходе из топки αт= 1,05—1,07 (уточняется при наладке). Этот воздух должен подаваться через сопла над горелками. Их число и эквивалентный диаметр, а также выходная скорость принимаются такими, чтобы суммарная площадь перемешанных потоков составляла ¾ сечения топки. Расстояние между осями горелок верхнего яруса и сопл принимается равным (3—4)Da. При многоярусном расположении горелок двухступенчатое сжигание можно организовать путем использования для подачи дополнительного воздуха части горелок верхнего яруса (без подачи в них топлива). Требуется принятие мер по обеспечению номинальной температуры перегрева пара.

При использовании сернистых мазутов и сероводородных газов схема двухступенчатого сжигания может применяться на барабанных котлах. Применение ее на котлах сверхкритических параметров возможно только при наличии положительного эксперимента, доказывающего отсутствие в районе нижней радиационной части сероводородной коррозии экранных труб.

Трехступенчатое сжигание При организации трехступенчатого сжигания газа и мазута рекомендуется выполнять следующие условия:

количество топлива, подаваемого в зону восстановления, должно составлять 10—20% от общего;

количество третичного воздуха принимается равным 15—20%;

горелки дополнительного топлива размещают над основными горелками.

размещение сопл третичного воздуха, их площадь и выходная скорость воздуха должны быть такими, чтобы суммарная зона смешанных потоков составляла не менее 2/3 сечения топки.

При работе топки в режиме трехступенчатого сжигания происходит существенное растягивание факела по высоте, что приводит к повышению температуры газов на выходе из топки и при внедрении на действующих котлах в ряде случаев требует принятия мер по обеспечению номинальной температуры первичного пара на барабанных котлах и вторичного на прямоточных.

При внедрении метода трехступенчатого сжигания в топках котлов, работающих на высокосернистом мазуте и серосодержащих газообразных топливах, работа основных горелок может быть организована в режиме, оптимальном по условиям сжигания основного вида топлива, а зону с восстановительной средой рекомендуется создавать за счет сжигания с недостатком воздуха либо части основного топлива, либо другого газа, по возможности бессернистого и высокореакционного, например природного.

Впрыск воды или водяного пара Подача воды или водяного пара в зону горения снижает температурный уровень процесса и изменяет содержание активных промежуточных соединений, что создает условия, уменьшающие образование оксидов азота. Этот метод требует очень малых капитальных затрат на его реализацию. Подачу влаги целесообразно осуществлять либо через специальные форсунки, установленные рядом с основными, либо через паровые каналы паромеханических форсунок в смеси с паром (схема МЭИ). Количество вводимой влаги не должно превышать 10% от расхода топлива. КПД котла при этом снижается на 0,7—1,2% в зависимости от температуры уходящих газов.

Снижение температуры подогрева воздуха Снижение температуры горячего воздуха примерно до 150 °C позволяет уменьшить образование термических оксидов азота за счет снижения уровня температур в топочной камере.

Из вышеперечисленных технологических методов подавления оксидов азота для котлов Хабаровской ТЭЦ-1 применены :

выбор низкоэмиссионных горелок ГМВИ -30-III

cхема двухступенчатого сжигания.

Заключение

Проведен анализ работы Хабаровской ТЭЦ-1. Анализ топливного баланса станции показал, что доля природного газа с 2006 года существенно выросла. В 2006 году доля газа составляла 4%, в 2007 году 29%, а в 2008 году 51%.

Проведен анализ теплового баланса Хабаровской ТЭЦ-1. В 2008 году станцией отпущено 1 326 529 тыс. кВт эл. энергии при удельном расходе условного топлива на отпуск эл. энергии 354,46 гут/кВтч. Тепловой энергии в 2008 году отпущено 3 000 560

Гкал при удельном расходе условного топлива на отпуск тепловой энергии 145,46 кг. ут/Гкал. За счет увеличения доли газа в топливном балансе станции удельные расходы условного топлива по сравнению с 2007 годом снижены на: эл. энергии — 1,96 гут/Квтч, тепловой энергии — 0,74 кг. ут/Гкал.

Рассмотрены проблемы реконструкции котлов при переводе с угля на газ, а именно:

определение расположения и компоновка горелочных устройств;

поддержание параметров работы котла (оптимальных коэффициентов избытков воздуха, температуры перегретого пара);

Проведен анализ эффективности перевода котлов на сжигание газа. Переведенные в 2006 — 2008 году на сжигание природного газа котлы ст.№ 9,10,11,16 Хабаровской ТЭЦ-1 стабильно несут номинальную нагрузку при поддержании требуемых параметров перегретого пара. В среднем КПД котлов брутто при сжигании газа в рабочем диапазоне нагрузок 0,4* Dном Dном составляет соответственно 92,693,7%, что в среднем на 1 2% выше чем при работе котлов на твердом топливе. Одним из преимуществ, сжигания газа, является расширение рабочего диапазона нагрузок котлов за счет снижения минимальной нагрузки. Минимальная нагрузка при сжигании газообразного топлива — 0,4* Dном, при сжигании твердого топлива — 0,6* Dном .

Проведены поверочные тепловые расчеты котла БКЗ 210−140 ст.№ 16 ХТЭЦ-1 при сжигании природного газа на номинальную (Dк=210 т/ч) и повышенную (Dк=240 т/ч) нагрузки. Результаты теплового расчета на номинальную нагрузку соответствуют фактическим данным, зафиксированным при проведении тепловых испытаний котла после его перевода на сжигание газа. Результаты теплового расчета на повышенную нагрузку показали, что поддержание требуемых параметров пара (температура перегрева) обеспечивается при существующем уровне расположения (нижний ярус: отм.+10 200, верхний ярус: отм.+12 000) и компоновке (на боковых сторонах топки треугольником вниз) горелок за счет работы впрысков собственного конденсата. Необходимым условием для этого является обеспечение следующих параметров:

температура питательной воды tпв=230 оС;

присосы воздуха в топку не более 10%;

По результатам теплового расчета на повышенную нагрузку проведен выбор горелочных устройств. Исходя из обеспечения:

требуемой тепловой мощности;

надежности и экономичности работы;

экологических требований.

К установке приняты шесть газомазутных горелок ГМВИ -III-30 тепловой мощностью 30 МВт выпускаемых Таганрогским котельным заводом (ОАО ТКЗ).

Проведены аэродинамические расчеты газового и воздушного трактов котла при повышенной нагрузке. В результате определено:

установленные дымососы типа Д 18×2 с n=730 об/мин при повышении нагрузки котла до 240 т/ч будут работать с запасом по расходу 1=1,29 и напору 2=1,74 (нормативные 1= 1,1; 2=1,2);

для повышении нагрузки котла до 240 т/ч необходимо заменить установленные на котле дутьевые вентиляторы типа ВДН 18-IIу с n=970 об/мин на дутьевые вентиляторы типа ВДН 20-II с n=970 об/мин которые обеспечат запас по расходу 1=1,12 и напору 2=1,215 (нормативные 1= 1,1; 2=1,2).

Проведен анализ проблем сепарации пара при повышении нагрузки котлов. Определено, что для обеспечения качества пара при повышении нагрузки до Dк=240 т/ч необходимо выполнить следующие мероприятия:

демонтаж жалюзийного сепаратора;

заменить корытчатый промывочный лист плоским промывочным щитом;

смонтировать схему подвода 50% питательной воды на промывочное устройство.

Проведен анализ циркуляционных контуров котла. Определено, что так как циркуляционные контуры котла БКЗ-210−140 изначально выполнены с большим запасом надежности, дополнительных мероприятий по увеличению надежности циркуляции при повышении нагрузки котла до Dк=240 т/ч не требуется.

Рассмотрены вопросы обеспечения экологических требований предъявляемых к котельным установкам. Проведен сравнительный анализ экологических характеристик котельных агрегатов при сжигании твердого и газообразного топлива. Прогнозируется, что применение современных низкотоксичных вихревых горелок совместно с использованием методов ступенчатого (нестехиометрического) сжигания (использование двухступенчатого сжигания) позволит обеспечить содержание оксидов азота в дымовых газах (при повышении нагрузки до Dк=240 т/ч) на уровне не более 200 мг/нм3, что минимум в 2,2 раза меньше чем при сжигании твердого топлива.

Для обеспечения надежной, экономичной и экологичной работы котла БКЗ-210−140 ст.№ 16 Хабаровской ТЭЦ-1 с нагрузкой 240 т/ч при сжигании природного газа необходимо выполнить следующие мероприятия:

температура питательной воды на входе в котел должна быть не ниже 230 оС;

присосы воздуха в топку котла не должны превышать 10%;

установленные в настоящее время на котле горелки ГМ-26-Т необходимо заменить горелками ГМВИ-III-30;

установленные в настоящее время на котле дутьевые вентиляторы ВДН-18-IIУ необходимо заменить вентиляторами ВДН-20-II (n=970 об/мин);

необходимо провести реконструкцию внутрибарабаных устройств, а именно:

— демонтировать жалюзийный сепаратор;

— заменить корытчатый промывочный лист плоским промывочным щитом;

— смонтировать схему подвода 50% питательной воды на промывочное устройство.

Повышение нагрузки каждого котла до 240 т/ч позволит увеличить долю газа в балансе ТЭЦ на 1,3%, что снизит себестоимость продукции на 3 коп за 1 кВт*ч. Экономический эффект от повышения нагрузки котла при сжигании природного газа составит 37 млн.

руб/год на каждый котел.

«Тепловой расчет котельных агрегатов. Нормативный метод. «Энергия 1973 г.

Аэродинамический расчет. Нормативный метод.

Отчет. «Тепловые испытания котла ст.№ 16 «ОАО «ХЭТК» Хабаровск 2007 г.

«Методические указания по проектированию топочных устройств энергетических котлов.» под редакцией Э. Х. Вербовецкого и Н. Г. Жмерина АООТ «НПО ЦКТИ», ВТИ Санкт-Петербург 1996 г.

Рекомендации (Технические предложения) по повышению паропроизводительности барабанных котлов различных типов, ОАО «ФИРМА ПО НАЛАДКЕ, СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ ТЕХНОЛОГИИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И СЕТЕЙ ОРГРЭС «Исполнитель канд. техн. наук A.M. ФЕДОРОВ 2000 г.

«Основы регулирования топочных процессов» Р. Б. Ахмедов Энергия Москва 1977 г.

«Гидравлический Расчет котла. Нормативный метод.»

«Техника защиты окружающей среды» В. Н. Радионов, Н. С. Клушин Химия Москва 1989 г.

Отчет. «Режимно-наладочные испытания котла БКЗ 210−140Ф ст. 11 Хабаровской ТЭЦ-1 при сжигании природного газа Сахалинского месторождения.» ОАО «ХЭТК» Хабаровск 2006 г.

Отчет. «Режимно-наладочные испытания котла БКЗ 210−140Ф ст. 9 Хабаровской ТЭЦ-1 при сжигании природного газа Сахалинского месторождения.» ОАО «ХЭТК» Хабаровск 2008 г.

Отчет. «Режимно-наладочные испытания котла БКЗ 210−140Ф ст. 10 Хабаровской ТЭЦ-1 при сжигании природного газа Сахалинского месторождения.» ОАО «ХЭТК» Хабаровск 2007 г.

Отчет. «Режимно-наладочные испытания котла БКЗ 210−140−7 ст. 16 Хабаровской ТЭЦ-1 при сжигании природного газа Сахалинского месторождения.» ОАО «ХЭТК» Хабаровск 2007 г.

" Образование окислов азота в промышленных котлах, сжигающих экибастузский уголь" О. И. Ослопов, А.

Т. Иванов и др.// Энергетик. 1979. №

7. С. 24−27.

" Снижение выбросов окислов азота при сжигании экибастузского угля в котле БКЗ-420−140−5″ В. Р. Котлер, Л. Г. Ганшин, Э. А. Берг и др.// Электрические станции.

1982. № 11. С. 13−16.

" Снижение выбросов окислов азотапри сжигании кузнецких каменных углей" Котлер В. Р., Лобов Г. В., Гедике И, А.

Теплоэнергетика. 1983. № 2. С. 51−53.

" Уменьшение выбросов окислов азота при сжигании канско-ачинских углей" В. Р. Котлер, С. И. Сучков и др." Электрические станции.

1979. № 4. С.

16−18.

" Влияние топочного режима и конструктивных особенностей котельногоагрегата на образование окислов азота при сжигании каменных и бурых углей" В. Р. Котлер, С. И. Сучков, В. Д. Суровицкий, Г.

В. Лобов// Подготовка и сжиганиетоплива в крупных энергоблоках. Тр. ВТИ. Вып.

15. М.: Энергия, 1978. С. 99−107.

«Дальнейшая разработка систем сжигания топлив с низким уровнем выбросов NOх и их применение в энергетических котлах» Соммер Т. М., Джонсон С. А., Линдстром Г. О. Тр. американского общества инженеров-механиков. 1980.№ 3. С. 143−152.

Приложения