ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Результаты внедрения системы автоматического пуска котлов-утилизаторов блока ПГУ-450 ЗАО “Северо-Западная ТЭЦ”

Невзгодин В. С., Лабутин И. С., Маслеников А. Н., Уколов С. В., инженеры, Радин Ю. А., Смирнов А. А., кандидаты техн. наук

Фирма ОРГРЭС – ЗАО “Интеравтоматика” – ВТИ – Северо-Западная ТЭЦ

К вопросам комплексной автоматизации теплоэнергетического оборудования и управления технологическими процессами всегда подходили с особым интересом. С появлением новых техниче- ских средств контроля и управления, электрифицированной арматуры, аппаратных средств или коммутирующих устройств реализация задач логического управления и автоматического регулирования эта проблема приобретала каждый раз более завершенный характер как в части разработки, так и в части внедрения средств автоматизации.

Значительным шагом вперед в освоении комплексной автоматизации теплоэнергетических процессов явилось внедрение на первом энергоблоке ПГУ-450Т Северо-Западной ТЭЦ в Санкт-Петер- бурге программно-технического комплекса Телеперм ME на микропроцессорной технике. Это позволило в значительной мере приблизиться к удовлетворительному общему результату и сделать выводы о том, что задачи функционально-группового управления могут успешно решаться и на таких сложных технологических объектах, какими являются бинарные парогазовые установки.

Опыт внедрения систем автоматизации при пуске газовых турбин, котлов-утилизаторов (КУ) и паровой турбины, входящих в состав тепловой схемы ПГУ-450Т (рисунок), подтверждает это (при надежной работе запорной и регулирующей арматуры и их электромеханической части). Однако главным фактором была и остается правильная постановка технологического задания для разработки алгоритмов управления. Поэтому авторы настоящей статьи сделали попытку описания работы технологического алгоритма пуска котлаутилизатора в автоматическом режиме работы и в том виде, в каковом настоящая задача реализована в АСУ ТП блочного уровня управления1.

1Костюк Р. И., Биленко В. А., Радин Ю. А. АСУ ТП СевероЗападной ТЭЦ на базе ПТК Телеперм МЕ. – Теплоэнергетика, 1997, ¹ 10.

Автоматическая программа пуска котла-утили- затора начинает свою работу при включенных питательных электронасосах низкого давления (ПЭН НД) и при температуре питательной воды на выходе из деаэратора большей 96°С (с учетом нагрева воды в питательном электронасосе). Это позволяет производить заполнение котлов-утилизаторов деаэрированной водой и несколько сократить продолжительность подготовки КУ к пуску на этапе прогрева барабана высокого давления (ВД).

Контур низкого давления КУ всегда заполняется первым, так как при его заполнении могут быть отключены питательные электронасосы высокого давления и обеспечивается надежное поддержание уровня воды в деаэраторе.

Подача питательной воды в пускаемый котелутилизатор производится в следующей последовательности:

открывается вентиль на байпасе основной задвижки;

при достижении перепада давления на основной задвижке, достаточного для ее открытия, открывается сама основная задвижка на подаче питательной воды в контур НД;

после открытия основной задвижки вентиль на ее байпасе закрывается;

регулирующий питательный клапан (РПК) открывается до 12% по указателю положения (УП). Значение 12% подобрано опытным путем в процессе отработки технологии пусков котлов-утили- заторов. Это позволяет обеспечить стабильную работу ПЭН НД при заполнении котла и одновременно рециркуляцию воды в деаэратор [(при подводе к деаэратору стороннего пара из коллектора собственных нужд (КСН)].

При таком положении арматуры контур низкого давления заполняется за 60 – 70 мин до уровня заполнения барабана НД L = –350 мм (при нормальном уровне 0 мм). Уровень заполнения барабанов низкого и высокого давления выбран несколько большим пускового уровня, так как при включе-

8

2003, ¹ 5

			4
	17		21
2			3
	16	3	В конденсатор		5
			21
15
			4
			18				6
			В конденсатор
1	13		19
					Èç
			19		уплотнений
	14		18			7
17			В конденсатор	8
2
	16
				20
15
			12	11	10	9
1								Сетевая вода

1 – газотурбинная установка типа V94.2; 2 – котел-утилизатор типа П-90; 3 – БРОУ высокого давления; 4 – главная паровая задвижка ГПЗ ВД; 5 – паровая турбина типа Т-150-7,7; 6 – конденсатор паровой турбины; 7 – блочная обессоливающая установка БОУ; 8 – подогреватель низкого давления ПНД; 9 – подогреватель сетевой воды горизонтальный ПСГ-1; 10 – подогреватель сетевой воды горизонтальный ПСГ-2; 11 – подогреватель сетевой воды вертикальный ПСВ-3; 12 – подогреватель сетевой воды вертикальный ПСВ-4; 13 – деаэратор; 14 – питательные электронасосы низкого и высокого давления; 15 – регулирующий питательный клапан высокого давления РПК ВД; 16 – регулирующий питательный клапан низкого давления РПК НД; 17 – регулирующий клапан на входе конденсата в деаэратор; 18 – редукционный клапан низкого давления РУ НД; 19 – главная паровая задвижка низкого давления ГПЗ НД; 20 – регулирующий клапан на байпасе ГПЗ ВД; 21 – задвижка на байпасе ГПЗ ВД

нии насосов рециркуляции испарительного контура уровень воды в барабане несколько снижается.

При достижении уровня заполнения барабанов включается в работу пусковой регулятор питания котла с воздействием на РПК для поддержания пускового уровня (L = –570 мм). В результате имеющегося дисбаланса между заданным и фактиче- ским значением уровня воды в барабане РПК будет прикрываться.

В то же время включаются по алгоритму АВР насосы рециркуляции контура низкого давления, при этом уровень воды в барабане НД может проседать на 120 – 150 мм.

Для достижения и поддержания пускового уровня в барабане НД дополнительно открываются задвижки на линии аварийного сброса до L < –520 ìì.

В процессе проведения пусконаладочных работ на блоке ПГУ-450Т установлено, что РПК имеет постоянный пропуск в закрытом состоянии, в результате чего уровень в барабане растет со ско-

ростью 0,8 мм/мин при полностью закрытом клапане. Открытие вентиля постоянной продувки позволяет компенсировать рост уровня и поддерживать его практически равным пусковому. Поэтому этап заполнения контура НД заканчивается открытием вентиля непрерывной продувки барабана.

Заполнение барабана ВД происходит в той же последовательности, но при этом РПК ВД первоначально плавно открывается на 40% за 100 с.

Испытаниями программы при пусках блока установлено, что при таком порядке выполнения операций заполнение контура ВД производится за 25 – 30 мин при работающих ПЭН ВД и нормальном процессе деаэрации.

Для ускорения подготовки котла к запуску газовой турбины прогрев барабана ВД решено начи- нать уже при появлении уровня в барабане L = –795 мм (уставка срабатывания технологиче- ской защиты при снижении уровня в барабане), а заканчивать при температуре металла нижней точ-

2003, ¹ 5

9

ки барабана Òì > 80°С и после окончания вентиляции котла.

Более раннее начало прогрева барабана ВД позволило в значительной мере ускорить подготовку КУ к пуску газовой турбины и при этом избежать повышения уровня в барабане НД из-за нерегулируемого пропуска РПК. На основании рекомендаций инструкций по эксплуатации энергетических барабанных котлов в качестве критерия окончания прогрева барабана ВД была принята температура металла в нижней точке барабана 80°С.

Значения уровней в барабанах котла-утилиза- тора блока ПГУ-450Т, определенные по результатам пусконаладочных работ, представлены далее.

		Контур
	Параметр
		ÍÄ	ÂÄ
	Уровень заполнения, мм	L > –350	L > –400
	Пусковой уровень, мм	–570 < L – 420	–620 < L < –500
	Номинальный уровень,	L = 0	L = 0
	ìì
	Закрытие аварийного	L < –570	L < –620
	слива, мм
	Уровень срабатывания	–	L = –795
	защиты, мм

Запуск газовой турбины (ГТ) производится в полностью автоматическом режиме после получе- ния сигнала о готовности КУ и конденсатора паровой турбины (ПТ).

После запуска ГТ вместе с ростом температуры газов перед котлом-утилизатором возрастает давление в барабане ВД и начинается этап подключения БРОУ ВД для последующего прогрева паропроводов ВД и стопорных клапанов паровой турбины и повышения параметров пара контура высокого давления до предтолчковых по условиям паровой турбины значений. При этом регуляторам питания автоматически изменяется уставка на поддержание номинального значения уровня в барабанах КУ. Момент изменения уставки выбран специально с учетом набухания уровня воды в барабане в процессе прогрева контура высокого давления. Регуляторы питания, воздействующие на РПК, работают по пусковой схеме поддержания стабильного уровня с жесткой отрицательной обратной связью по положению клапана. Коррекция по давлению пара в барабане не вводится, так как продолжительность работы регулятора не превышает 10 мин, когда давление пара в барабане еще невелико и не превышает 2,0 МПа.

Как только в контурах высокого и низкого давления начинается генерация пара (расход пара низкого давления Fíä > 4,5 кг/с для барабана НД и расход пара высокого давления Fâä > 20 кг/с для барабана ВД), в работу вступает всережимный регулятор питания, выполненный по известной, так называемой, “трехимпульсной” схеме.

Âпусковых режимах автоматическая система регулирования (АСР), воздействующая на клапаны БРОУ ВД, выполняет функцию предварительного прогрева паропроводов ВД с соблюдением критериев надежности самих паропроводов до достижения необходимых условий для подключения паровой турбины.

Âпусковых режимах работы оборудования энергоблока предусматривается два варианта работы БРОУ ВД в зависимости от состояния котлаутилизатора и соответственно паропроводов ВД.

Первый из них предполагает, так называемое, несохранившееся состояние, когда предпусковое давление пара в барабане ВД на момент начала пусковых операций было ниже 0,5 МПа.

Второй вариант рассчитан на сохранившееся состояние, когда предпусковое давление пара в барабане ВД на момент начала пусковых операций превышало 0,5 МПа.

АСР БРОУ ВД включается в автоматический режим, когда готовность котла-утилизатора полу- чена и непосредственно перед запуском ГТ. Команда на включение БРОУ ВД в автоматиче- ский режим поступает из программы пуска котлаутилизатора.

Алгоритм работы АСР БРОУ при пуске из несохранившегося состояния КУ. После пуска ГТ и подъема давления пара в барабане ВД больше 0,5 МПа в работу включается регулятор положения, который открывает регулирующий клапан БРОУ на 10% со скоростью 8% в минуту.

Включение регулятора положения БРОУ ВД в работу производится при наличии следующих условий:

БРОУ ВД закрыта; давление пара в барабане ВД больше 0,5 МПа;

После повышения давления пара в барабане ВД больше 1,0 МПа включается в работу автоматический регулятор давления пара в контуре высокого давления в режиме “до себя”. Задание регулятору устанавливается автоматически на текущее значение давления пара в контуре ВД перед отводом на БРОУ с ограничением по верхней границе

Ð= 1,0 МПа. При этом БРОУ открывается. Открытие БРОУ производится до 55% по УП.

Включение регулятора в работу производится автоматически при наличии следующего условия: давление пара в барабане ВД больше 1,0 МПа.

После открытия БРОУ на 55% давление пара в барабане ВД растет. До достижения давления в барабане ВД заданного значения в работе находится стерегущий регулятор скорости нарастания давления в барабане ВД.

Âзависимости от исходного теплового состояния паровой турбины значение заданного давления пара ВД перед БРОУ выбирается автоматиче- ски и равно:

3,0 МПа, если температура металла верха ЦВД меньше 220°С;

10

2003, ¹ 5

3,5 МПа, если температура металла верха ЦВД больше 220°С, но меньше 300°С;

4,7 МПа, если температура металла верха ЦВД больше 300°С.

После достижения заданного стабильного зна- чения давления пара перед БРОУ в работу вступает программа управления ГПЗ ВД.

После открытия ГПЗ и взятия паровой турбиной начальной нагрузки давление в паропроводах ВД снижается, при этом стабилизатор давления, стараясь сохранить заданное значение, прикрывает БРОУ.

Для обеспечения полного закрытия БРОУ в алгоритм формирования задания вводится дополнительное постоянное приращение, превышающее текущее давление пара перед турбиной на 3 – 5%.

Подключение дополнительного приращения задания происходит при следующих условиях:

БРОУ не закрыта полностью; паровая турбина взяла минимально допусти-

мую нагрузку 5 – 15 МВт; (для КУ, подключаемого первым к ПТ);

ПТ в сети, ГПЗ обоих котлов открыты (для КУ, подключаемого вторым к ПТ).

Регулятор давления остается в работе до полного закрытия БРОУ. После полного закрытия БРОУ регулятор давления отключается, что свидетельствует об окончании операций по подключе- нию контура ВД к паровой турбине. После завершения пускового режима АСР БРОУ ВД остается в стерегущем режиме.

После достижения заданного стабильного зна- чения давления пара перед БРОУ в работу вступает программа управления главными паровыми задвижками высокого давления (ГПЗ ВД) перед турбиной. Управление ГПЗ ВД производится самостоятельной автоматической шаговой программой, команду на включение в работу которой выдает шаговая программа пуска КУ.

Открытие сначала байпаса ГПЗ, а затем и основной задвижки заставляет регулятор прикрывать БРОУ, поддерживая стабильное давление в паропроводе ВД. Такая последовательность открытия задвижек выбрана исходя из следующих условий:

унификация операций при пусках из различ- ных тепловых состояний;

необходимость предварительного прогрева корпусов стопорных клапанов ВД паровой турбины при пусках;

необходимость выравнивания давлений пара при подключении пускаемого котла-утилизатора к работающему КУ.

Стабилизатор давления остается в работе до полного закрытия БРОУ. Через 300 с после полного закрытия БРОУ регулятор (стабилизатор) давления отключается, что свидетельствует об окон- чании операций по подключению контура ВД к паровой турбине. После завершения пускового ре-

жима АСР БРОУ ВД переключается в стерегущий режим.

Контур низкого давления подключается к паровой турбине последним, после повышения нагрузки паровой турбины до 45 – 50 МВт, когда разность температур пара контура низкого давления перед отводом в конденсатор и пара в отборе за 16-й ступенью ЦВД (сечение паровпуска низкого давления паровой турбины) снижается до 35°С.

На последнем шаге работы программы пуска котла в работу включается программа управления ГПЗ НД. При этом, сначала открывается байпас ГПЗ низкого давления, а затем основная задвижка. Такая последовательность открытия выполнена в связи с тем, что при подключении контура низкого давления необходимо избежать провала давления пара в контуре, что может вызвать повышение уровня в барабане низкого давления котла-утили- затора.

По команде «ГТ в работе» (сигнал – генератор ГТ в сети) в работу включается регулятор давления пара перед редукционной установкой (РУ) НД на поддержание минимального давления 0,35 МПа в контуре.

Регулятор работает в режиме ожидания, т.е., если скорость нарастания давления пара перед РУ НД не превышает 0,05 МПа/мин, то регулирующий клапан (РК) РУ НД не открывается и давление в контуре НД нарастает в соответствии с ограничениями по росту давления в барабанах низкого давления котла-утилизатора. Если при росте давления скорость нарастания давления пара превысила 0,05 МПа/мин, регулятор открывает регулирующий клапан по ПИ-закону регулирования и автоматически перестраивает задание на поддержание текущего давления.

При достижении максимального давления в паропроводах НД до 0,65 МПа перед РУ регулятор работает в режиме стабилизатора давления пара НД без учета скорости его изменения. Если давление в паропроводах НД перед РУ НД не достигает максимального значения 0,65 МПа, то АСР РУ НД в режим стабилизации давления пара в контуре НД не переключается.

С открытием регулирующих клапанов низкого давления паровой турбины (РК НД ПТ) АСР РУ НД снова переключается в стерегущий режим. В этом случае скорость изменения давления пара НД может превысить 0,05 МПа/мин, так как весь расход пара НД попадает в паровую турбину и регулятор полностью закрывает РК РУ НД.

После подключения контура низкого давления пускаемого котла-утилизатора к паровой турбине автоматическая программа пуска котла-утилизато- ра заканчивает свою работу.

2003, ¹ 5

11

Выводы

1.Отлажен технологический алгоритм управления котлами-утилизаторами при пусках блока ПГУ-450Т из различных тепловых состояний с учетом основных критериев надежности элементов тракта.

2.Разработанная на основании технологиче- ского алгоритма и реализованная на технических средствах АСУ ТП блочного уровня Телеперм МЕ программа управления пуском котлов-утилизато- ров проверена в процессе проведения пусков и находится в работоспособном состоянии.

3.Наиболее сложными, с точки зрения их автоматизации, являются процессы подключения пус-

каемого котла-утилизатора к работающему КУ, управление клапанами БРОУ ВД и РУ НД при пусках и использование программы при, так называемых, быстрых пусках, когда паровая турбина пускается последней при номинальных параметрах пара ВД и НД.

4.Представленные технологические алгоритмы и реализованные на их основании программы особенно важны для обеспечения надежности блока при его работе в условиях регулирования графиков нагрузки энергосистемы.

5.Так как алгоритм выполнен для случаев работы блока в конденсационном режиме, то после запуска в работу системы теплофикации, по-види- мому, потребуется его усовершенствование.

Трехступенчатое сжигание твердого топлива – практический опыт модернизации котлов

Шульман В. Л., êàíä. òåõí. íàóê, Паршуков В. С., Глазков В. К., инженеры

ОАО УралОРГРЭС

Âряде публикаций по проблемам развития топочной техники, ее экологической безопасности [1, 2] считается проблематичным применение системы трехступенчатого сжигания твердого топлива, поскольку “отсутствует положительный опыт внедрения в эксплуатацию”. Очевидно, что подобные заключения могут исходить из личного опыта авторов, рассмотрения ограниченного круга информации. В действительности же в отрасли имеется достаточно масштабный, убедительный опыт длительной эксплуатации энергетических пылеугольных котлов в режиме трехступенчатого сжигания. В частности, предприятие УралОРГРЭС имело возможность публиковать результаты собственных разработок и внедрения подобной системы сжигания на большой группе котлов ТЭС Урала [3, 4]. Тем не менее, во избежание ошибочной трактовки ситуации считаем целесообразным изложить реальный практический опыт модернизации котлов на основе системы трехступенчатого сжигания.

Âразработках УралОРГРЭС приняты следующие исходные положения:

для получения восстановительной среды используется только основное твердое топливо без его специальной подготовки (сверхтонкое измельче- ние, получение синтез-газа и др.); этот принцип соблюдался и для тех ТЭС, на которые поступает наряду с твердым топливом также природный газ;

принимаемые конструктивные решения отходят от ряда оптимальных по экологическому эф-

фекту параметров (протяженность по высоте топки зон основного горения, восстановления, дожигания) с учетом компоновочных, конструктивных особенностей котла, ограничений по условиям надежности поверхностей нагрева, возможности эксплуатационного и ремонтного обслуживания. Это заведомо не позволяет выходить на максимально достижимый уровень подавления оксидов азота, но обеспечивает реализуемость и работоспособность системы.

На котлах ПК-14 Верхнетагильской ГРЭС (ВТГРЭС) по разработкам УралОРГРЭС последовательно были внедрены системы двухступенчатого и трехступенчатого сжигания. Топка этих котлов оборудована четырьмя парами вихревых горелок (верхняя и нижняя горелки), каждая из пар горелок подключена к определенной пылесистеме прямого вдувания.

Внедрение системы двухступенчатого сжигания на котлах ПК-14 ВТГРЭС по разработкам УралОРГРЭС началось с 1988 г. Ступенчатое сжигание на котле ПК-14 при наличии топки с пылесистемой прямого вдувания организовано установкой пыледелителя центробежного типа на существующем общем пылепроводе к верхней и нижней горелке (ðèñ. 1). При этом основная часть аэросмеси с наиболее крупными частицами пыли отводится в нижнюю горелку, остальная часть аэросмеси с наиболее мелкими частицами угольной пыли подается в верхнюю часть горелки. На всех котлах этого типа после перевода в режим ступенчатого

12

2003, ¹ 5

6

Обедненная

аэросмесь к верхней 3 горелке

5
Обогащенная
аэросмесь
к нижней	2
горелке	4

1

Аэросмесь из мельницы

! "

! " #

1 – корпус; 2 – регулируемый лопаточный аппарат; 3 – центральный аксиальный отводящий патрубок обедненной аэросмеси; 4 – тангенциальный отводящий патрубок обогащенной аэросмеси; 5 – пылепроводы к горелкам

сжигания были проведены наладочные работы и испытания с разработкой режимных карт.

В ходе наладочных работ выявлено следующее: возможность регулирования в широких пределах распределения топлива по ярусам горелок путем изменения угла установки лопаток центробежного пыледелителя. Максимальному углу отклонения плоскости лопаток от вертикали, проверенному при наладке (15 – 20°), соответствует распределение пыли между нижней и верхней горелками в

соотношении 3 : 1; существенная особенность использованной

конструкции центробежного пыледелителя, заключающаяся в избирательности воздействия на распределение пыли по ярусам при сохранении практически неизменным и идентичным расхода первичного воздуха на верхнюю и нижнюю горелки;

сравнительно малое аэродинамическое сопротивление центробежного пыледелителя: до 15 – 20 кгс м2 против 70 – 75 кгс м2 известных зарубежных аналогичных конструкций;

отсутствие сепарации пыли из нижних горелок, перегруженных по топливу с повышенным содержанием крупных пылевых фракций;

снижение выхода оксидов азота на 30 – 35% при подаче в нижние горелки до 80% всего топлива;

отсутствие эрозионного износа конструктивных элементов центробежного пыледелителя;

отсутствие шлакования поверхностей нагрева и иных факторов, свидетельствующих о снижении надежности оборудования в режиме ступенчатого сжигания;

реконструкция пылесистемы котла с введением пыледелителя не привела к усложнению эксплуатационного и ремонтного обслуживания.

Слабозапыленный воздух

4

7

Обогащенная

аэросмесь

3

6

5

Аэросмесь с расчетным избытком

воздуха 2

1

$ ! "

" % & #

1 – корпус; 2, 3 – лопаточные аппараты; 4 – центральный аксиальный отводящий патрубок слабозапыленного воздушного потока; 5, 6 – тангенциальные отводящие патрубки аэросмеси; 6, 7 – пылепроводы к горелкам

После накопления опыта реализации и длительной эксплуатации в режиме двухступенчатого сжигания в развитие достигнутого экологического эффекта система двухступенчатого сжигания была реконструирована с организацией трехступенчатого сжигания экибастузского угля. Эта задача была решена при сохранении существующей конструкции горелок и существующей вентиляции мельниц (определяемой сушильной производительностью). Такое решение предусматривает сброс части первичного воздуха (предварительно обеспыленного) в топку помимо горелок, а также части вторичного воздуха через специально организуемые дополнительные сбросные окна (ðèñ. 2).

В этом случае разработанная ранее и осуществленная на ряде котлов ВТГРЭС конструкция центробежного делителя пыли сохраняется без изменений, к ней дополнительно пристраивается вторая ступень пыледелителя, в которой аэросмесь разделяется на обеспыленный прямоточный поток, отводимый в сбросное окно, и поступающий в тангенциальный патрубок закрученный поток аэросмеси, направляемый к верхней горелке. Таким образом, пыледелитель преобразуется в двухступенчатый аппарат – при этом в первой ступени осуществляется перераспределение пыли между верхней и нижней горелками; во второй ступени обеспечивается максимальное обеспыливание сбросного воздуха (части первичного воздуха).

Для реализации этих различных функций двухступенчатый пыледелитель оснащается двумя ло-

2003, ¹ 5

13

1

5

Воздух на дожигание

4

Обогащенная

Aэросмесь

3

Аэросмесь из мельницы

2

' ( % & #

! ) * % )

1 – топка котла; 2 – корпус шахтной мельницы; 3 – рассекатель потока аэросмеси; 4 – патрубок отвода высококонцентрированной аэросмеси; 5 – патрубки подачи дожигательного воздуха в топку

паточными завихрителями с независимым регулированием.

Таким образом, трехступенчатое сжигание осуществляется на котле ПК-14 перераспределением топлива между ярусами горелок и сброса части воздуха в топку над горелочным поясом (с помощью двухъярусного лопаточного завихрителя). Восстановительная среда формируется без применения вспомогательного топлива (природный газ) за счет подачи в верхние горелки аэросмеси с избытком воздуха существенно ниже = 1,0. Таким образом, верхняя горелка выполняет функции генератора восстановительной среды. Воздух на дожигание топлива подается в топку через дополнительно выполненные шлицы над верхней горелкой. В основных горелках (нижний ярус), где сжигается до 70% топлива, поддерживается оптимальный избыток воздуха = 1,1 1,15.

К настоящему времени трехступенчатое сжигание экибастузского угля организовано на всех котлах ПК-14 ВТГРЭС.

Измерениями установлено:

выход оксидов азота снижен до уровня 450 – 460 мг м3, что соответствует эффективности (относительно расчетного режима эксплуатации котла) до 50%;

содержание горючих в уносе относительно уровня, отмеченного в режиме двухступенчатого сжигания, снижено;

аэродинамическое сопротивление двухъярусного пыледелителя не превышало 30 – 40 кгс м2 и не препятствовало нормальной эксплуатации пылесистемы прямого вдувания.

Длительная эксплуатация котла в режиме трехступенчатого сжигания не выявила изменения надежности поверхностей нагрева. За счет перегруза по топливу горелок нижнего яруса произошло перераспределение тепловосприятия экранов по высоте топочной камеры, отмечено снижение темпе-

ратуры топочных газов, потребовалось закрытие впрысков для обеспечения расчетных параметров пара. Некоторое увеличение затрат, связанное с повышенными потерями q4, компенсируется снижением платы за пользование природными ресурсами [5].

Аналогичный процесс последовательного формирования трехступенчатого сжигания осуществлялся на Южноуральской ГРЭС. Здесь на котлах ПК-10Ш (челябинский бурый уголь) с открытой амбразурой первоначально была выполнена по проекту УралВТИ схема двухступенчатого сжигания. В шахтах мельниц был установлен пылераспределитель, а в амбразуре вместо рассекателя – направляющий козырек для смещения факела в нижнюю часть топки. Часть горячего воздуха поступает через шлицы заднего дутья. Здесь было достигнуто снижение выбросов NOx íà 20% (äî 520 ìã ì3). При этом возникли осложнения с обеспечением расчетной температуры перегрева пара.

Цель внедрения трехступенчатого сжигания (разработка УралОРГРЭС) – дальнейшее снижение оксидов азота при устранении ограничений по перегреву пара. Для топочной камеры с открытой амбразурой найдено оригинальное решение [6]: часть потока аэросмеси отбирается из шахты (из области течения наиболее концентрированного потока аэросмеси) и через потолок шахты отводится в специальное сбросное окно над амбразурой (ðèñ. 3). Этот поток аэросмеси используется для формирования восстановительной зоны над основной зоной горения. С переводом в режим трехступенчатого сжигания выбросы оксидов азота (350 – 400 мг м3) снижены относительно режима двухступенчатого сжигания на 25% и по сравнению с исходной концентрацией (600 – 700 мг м3) – на 42%. Одновременно удалось восстановить рас- четный перегрев пара.

В обоих рассмотренных случаях организации трехступенчатого сжигания восстановительная среда создается за счет сжигания основного топлива – угля – при недостатке воздуха без применения (как это обычно осуществляется) высококалорийного топлива – природного газа. Это позволяет применять такую экологически эффективную систему сжигания твердого топлива на ТЭС, не располагающих природным газом. Если в зарубежных разработках одной из важных задач в оптимизации трехступенчатого сжигания твердого топлива считается уменьшение расхода природного газа до 5 – 10% общего расхода топлива на котел, то в отечественных реализованных разработках преобладают схемы трехступенчатого сжигания с полу- чением восстановительной среды с помощью основного твердого топлива. При этом достигаемый эффект на российских ТЭС – снижение концентрации оксидов азота в дымовых газах – со-

14

2003, ¹ 5

ставляет не менее 40 – 50% до уровня (в приведении к стандартному содержанию кислорода – 6%) соответственно 350 – 500 мг м3 и совпадает с результатами, получаемыми на ряде ТЭС США в режиме трехступенчатого сжигания угля с использованием в качестве вспомогательного топлива природного газа.

Следует отметить, что в ряде случае при организации трехступенчатого сжигания по разработкам различных организаций на пылегазовых котлах достижение экологического эффекта сопровождалось нарушением надежности поверхностей нагрева, отклонением от расчетных параметров пара. Это подчеркивает необходимость тщательного анализа всех последствий намечаемой реконструкцией, выполнением тепловых расчетов котла в режиме трехступенчатого сжигания.

При различии механизма подавления оксидов азота в двухступенчатом и трехступенчатом сжигании (предотвращение окисления азота в двухступенчатом режиме и восстановление азота из образовавшихся оксидов при трехступенчатом сжигании) общими для них являются возникающие аэродинамические проблемы и пути их решения.

Наиболее сложной задачей в организации двух- и трехступенчатого сжигания является равномерное (по сечению топочной камеры) распределение восстановительной и дожигательной среды, подаваемой в виде отдельных поперечных струй. Решение этой задачи осложняется необходимостью значительной дальнобойности этих струй, равномерного их рассредоточения в поперечном сечении топки огромного размера при ограниченном числе вводов. На основе теоретиче- ских и экспериментальных разработок механизма развития прямоточных и закрученных струй в сносящем потоке разработана аэродинамическая схема организации ступенчатого сжигания, предусматривающая ввод в топку восстановительной и дожигательной среды в виде системы прямоточ- ных и закрученных струй, чередующихся либо совмещенных (центральная прямоточная и периферийная закрученная струи) [7, 8]. При этом учитывается повышенная дальнобойность прямоточной струи и интенсивная размываемость закрученной струи в сносящем потоке топочных газов. Прямоточные струи осуществляют при этом заполнение центральной части топочной камеры, закрученные струи развиваются в периферийной и пристенной областях потока. Созданные методы расчета подобных систем позволяют решать как прямую, так и обратную задачу формирования систем ступен- чатого сжигания, определять конструктивные па-

раметры системы ввода поперечных струй для обеспечения заданной эффективности либо определять возможную эффективность ступенчатого сжигания при изначально принятых конструктивных параметрах.

Выводы

1.Представленные технические решения и достигнутый эколого-экономический эффект в организации трехступенчатого сжигания на пылеугольных котлах, оборудованных пылесистемами прямого вдувания, показывает, что при ограниченной реконструкции топочно-горелочного устройства может быть достигнуто снижение выхода оксидов азота не менее 40% для топок с открытой амбразурой и до 50% для топок с вихревыми горелками.

2.Проведенные работы на пылеугольных котлах типа ПК-14, ПК-10ш небольшой паропроизво-

дительности (до 230 т ч) решают не только локальную задачу: снижение оксидов азота для группы котлов определенного типа, большое число которых (около 100 шт.) эксплуатируется на ТЭС Урала и за его пределами. Методы организации трехступенчатого сжигания твердого топлива применимы и для мощных паровых энергетических котлов, на которых отработка и оптимизация эффективных решений в натурных условиях затруднительны.

3. Приведенные данные показывают широкие возможности практической реализации трехступенчатого сжигания твердого топлива на ТЭС с высоким экологическим эффектом.

Список литературы

1. Техническая концепция модернизации котлов ТП-80 и ТП-87 ТЭЦ-22 Енякин Ю. П., Вербовецкий Э. Х., Новиков Ю. С. и др. – Электрические станции, 2000, ¹ 11.

2.Капельсон Л. М. По поводу статьи Енякина Ю. И., Вербовецкого Э. Х., Новикова Ю. С. и др. “Техническая концепция модернизации котлов ТП-80 и ТП-87 ТЭЦ-22”. – Электрические станции, 2001, ¹ 10.

3.Шульман В. Л., Глазков В. К., Поспелов В. Б. Опыт трехступенчатого сжигания на пылеугольном котле. – Электриче- ские станции, 1994, ¹ 4.

4.Ïàò. 2134317 (РФ). Методические основы природоохранной деятельности ТЭС.

5.Îá эколого-экономической эффективности природоохранных мероприятий Мохначева О. С., Дерябина И. А., Шульман В. Л. и др. – Электрические станции, 1992, ¹ 5.

6.Ïàò. 2134317 (РФ). Способ трехступенчатого сжигания топливовоздушной смеси в пылеугольных котлах.

7.Ïàò. 2042880 (РФ). Способ ступенчатого сжигания топливовоздушной смеси.

8.Некоторые особенности процесса смешения закрученных газовых струй и их систем с поперечным потоком Гневалова Л. Е., Жилкин Б. П., Зыскин Б. А. и др. – Теплоэнергетика, 1998, ¹ 12.

2003, ¹ 5

15

РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО “ЕЭС РОССИИ” ВСЕРОССИЙСКИЙ ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ (ВТИ)

ПЕРЕЧЕНЬ АНАЛИТИЧЕСКИХ ОБЗОРОВ И НАУЧНЫХ ТРУДОВ, ИЗДАННЫХ В ВТИ В 1996 – 2001 гг.

1. Исследование и внедрение новых технологий сжигания органических топлив, уменьшающих выбросы в атмосферу токсичных оксидов азота на тепловых электростанциях и в котельных. Аналитический обзор, 1998 г. Авторы: Котлер В. Р., Енякин Ю. П., Бабий В. И. è äð.

2.Проблемы внутренней коррозии трубопроводов теплосети. Аналитический обзор, 1998 г. Авторы: Балабан-Ирменин Ю. В., Рубашов А. М.

3.Состояние и перспективы развития технологии сжигания твердых топлив в циркулирующем кипящем слое. Аналитический обзор, 1998 г. Автор: Рябов Г. А.

4.Прогрессивные способы очистки и пассивации внутренней поверхности энергооборудования. Аналитический обзор, 1998 г. Авторы: Маньки-

на Н. Н., Журавлев Л. С.

5.Консервация оборудования электростанций во время простоя. Аналитический обзор, 1998 г. Автор: Кострикина Е. Ю.

6.Парогазовые установки со сжиганием угля в кипящем слое под давлением. Аналитический обзор, 1998 г. Автор: Ольховский Г. Г.

7.Состояние исследований в области разработки новых и усовершенствования внедренных технологий азотоочистки. Аналитический обзор, 1998 г. Автор: Ходаков Ю. С.

8.Парогазовые установки с газификацией угля. Аналитический обзор, 1999 г. Автор: Ольхов-

ñêèé Ã. Ã.

9.Надежность и ресурс безопасной эксплуатации металла теплосилового оборудования ТЭС. Аналитический обзор, 1999 г.

10.Технологии сероочистки дымовых газов ТЭЦ. Аналитический обзор, 1999 г. Автор: Ôåäî-

ðîâà Ñ. Ê.

11.Установки золоулавливания и золоудаления для ТЭС. Аналитический обзор, 2000 г. Авторы:

Чеканов Г. С., Зыков А. М.

12.Парогазовые установки на угле. Опыт разработки и применения, пути использования в России. Аналитический обзор, 2000 г. Автор: Ольхов-

ñêèé Ã. Ã.

13. Развитие теплоэнергетики (К 75-летию ВТИ), 1996 г. Сборник научных статей под ред.

À.Ф. Дьякова и Г. Г. Ольховского

14.Природоохранные технологии ТЭС (К 75летию ВТИ), 1996 г. Сборник научных статей под

ðåä. Г. Г. Ольховского, А. Г. Тумановского и

Â.П. Глебова

15.Развитие технологий подготовки и сжигания топлива на электростанциях (К 75-летию

ВТИ), 1996 г. Сборник научных статей под ред.

À.Г. Тумановского и В. Р. Котлера

16.Применение технологии трехступенчатого

сжигания для подавления NOx, на твердотопливных котлах в Европе и СНГ. Сборник докладов на- учно-практического семинара, под ред. Ã. Ã. Îëü-

ховского и А. Г. Тумановского

17.Новые технологии сжигания твердого топлива: их текущее состояние и использование в будущем. Сборник докладов Всероссийского научнотехнического семинара. Москва, 23 – 24 января 2001 г.

18.Изучение и предотвращение коррозии металла в зонах фазовых превращений и перегретом паре. Монография. Автор: А. Ф. Богачев

19.Защита от внутренней коррозии трубопроводов водяных тепловых сетей. Монография, 1999 г. Автор: Þ. Â. Балабан-Ирменин

20.Экспериментальный комплекс ТЭЦ ВТИ: История и будущее. Сборник научных статей к 75летию ТЭЦ ВТИ, 2000 г. под ред. Г. Г. Ольховского

21.Эффективное оборудование и новые технологии – в российскую тепловую энергетику. Сборник докладов на международной конференции,

ВТИ, 8 – 10 октября 2001 г., под общей ред.

Ã.Г. Ольховского

22.Оксиды азота и теплоэнергетика. Монография, 2001 г. Автор: проф. Ю. С. Ходаков

23.Англо-русский словарь по энергетике и защите окружающей среды, 2001 г. Автор: À. Ñ. Ãî-

льдберг

24.Золошлаковые материалы. Информационный сборник, 2001 г. Составитель: Ю. К. Целыковский. Ïîä ðåä. А. Г. Тумановского.

ЦЕНЫ ДОГОВОРНЫЕ

По всем вопросам обращаться по адресу: 115280, г. Москва, ул. Автозаводская, д. 14/23,

ОАО Всероссийский теплотехнический институт, Технический отдел.

Телетайп: 111634 “Корсар” Телефакс: 279-59-24, 234-74-27 Телефон: [phone]

16

2003, ¹ 5