Перспективы омской энергетики, динамика ее развития - эти темы продолжают вызывать интерес у всех - и у власти, и у омского бизнеса. В очередной раз обсуждали инвестиционные возможности территориальной генерации и перспективы омской энергосистемы и на заседании совета по экономическому развитию Омской области, которое состоялось 8 июня. О том, что думают по этому поводу сами энергетики, обозреватель "КВ" Николай ГОРНОВ выяснил на минувшей неделе у директора Омского филиала ОАО "ТГК-11" Виктора ГААКА.
Виктор Климентьевич, первый вопрос, конечно, о ремонтной кампании, поскольку на сегодняшний день - это самая актуальная тема для всех энергетиков. Какие планы по ремонтам?
Да, лето у нас действительно самая горячая пора. И реализация программы ремонтов идет сегодня полным ходом. Планы по ремонтам на текущий год большие. Если в прошлом году капитальные и средние ремонты у нас прошли восемь котлоагрегатов, то в этом году планируем отремонтировать уже десять. Причем из этих десяти мы на сегодняшний день уже почти завершили пять. Ремонтная кампания на станциях идет по графику, и никаких опасений у нас на этот счет нет. По графику работаем и на тепловых сетях. Из тридцати двух участков выведены в ремонт пятнадцать, заменено уже три километра трубопроводов из почти тринадцати километров, которые мы в этом году запланировали к замене. Это тоже больше, чем в прошлом году.
В каком объеме будут выполнены работы по программе технического перевооружения?
Объем программы техперевооружения в 2010 году – 1,380 млрд рублей. Это примерно столько же, как в прошлом году. Освоение средств идет тоже без сбоев. Первый объект – модернизированную градирню на ТЭЦ-3 – вводим на этой неделе. На ТЭЦ-3 также в этом году будет реконструирована проточная часть турбины № 11, что даст нам порядка 10 МВт дополнительной мощности, и будет завершена реконструкция турбины № 9 с заменой трансформатора. В итоге прирост составит 20 МВт. Серьезный проект, который мы планируем завершить до конца 2010 года, - реконструкция циркуляционной системы водоснабжения турбин ТЭЦ-5. Затраты по этому проекту значительные – 182 млн рублей. Но зато обновленная циркуляционная система позволит станции в летний период вырабатывать электрическую энергию в большем объеме и более экономично. В этом году мы модернизируем еще один электрофильтр на ТЭЦ-5, а это почти 140 млн рублей. Причем мы уже видим, что электрофильтр будет введен в строй на месяц раньше, чем первоначально планировалось – к середине ноября. На Кировской котельной завершим в этом году строительство очистных сооружений, которое ведем уже третий год. В тепловых сетях будет выполнена реконструкция ПНС № 10, которая обеспечивает тепловой энергией центральную часть Омска. и реконструирована схема горячего водоснабжения, что позволит нам значительно сэкономить электроэнергию. Из проектных работ – II очередь теплотрассы "Прибрежная" на Левобережье, которую мы начнем строить в будущем году. Ну и, конечно, завершим к декабрю проектные работы по строительству ПГУ-90 на ТЭЦ-3. В этом году мы обязательно должны подготовить всю проектную документацию, чтобы уже определиться с оборудованием, пройти все корпоративные процедуры, провести тендер среди производителей, разместить заявку на изготовление оборудования. Газовые машины имеют долгие сроки изготовления, и это нужно учитывать. Хоть Siemens, хоть General Electric - минимум полтора года.
Для ПГУ-90 на ТЭЦ-3 рассматриваются только два варианта Siemens или "General Electric"?
Нет, не только. Производителей турбин много. Есть в том числе и российские. И у каждого есть как плюсы, так и минусы.
Часто приходится слышать критику в ваш адрес, что медленный прирост энергетических мощностей, мол, сдерживает планы по развитию экономики региона...
Прирост энергетических мощностей далеко не напрямую оказывает влияние на количество электроэнергии в регионе. Почему-то все видят только мощности, которые можно построить. А о тех мощностях, которые работают сегодня, почти не вспоминают. Между тем у нас в настоящее время резерв по электроэнергии в летний сезон – порядка 30% от располагаемой мощности. А от установленной мощности резерв еще значительней. Проблема на самом деле в том, что ТЭЦ – это не электростанция. ТЭЦ работает эффективно в качестве производителя электроэнергии только в теплофикационном режиме. То есть когда производит одновременно тепловую и электрическую энергию. А летом потребности в тепловой энергии почти нулевые, поэтому и экономики нет. Не зря же, если вы обращали внимание, все электростанции строились всегда в тех местах, где есть топливо, а теплоэлектроцентрали, ТЭЦ, – где есть потребители тепла.
То есть новые ТЭЦ строить нельзя?
Можно. Можно построить и еще две ПГУ, и ввести ТЭЦ-6. И остановить в итоге ТЭЦ-3 и ТЭЦ-4. А зачем? Есть ли смысл вкладывать огромные деньги, чтобы остановить то, что работает? Что на самом деле нужно Омску сегодня, так это еще одна подстанция 500 кВ, чтобы развязать старый энергетический узел. Если будет введена подстанция "Восход", то недостающую электроэнергию Омск легко сможет получать из других регионов, где эта электроэнергия дешевле, чем та, которую мы вырабатываем в своем регионе. И я, как энергетик, считаю, что в этом вопросе необходимо принимать взвешенные и разумные решения. Возьмем, например, проект завода по производству поликремния, который реализует группа компаний "Титан". Этому заводу тепловая энергия не требуется. Нужна только электрическая. Недавно с похожим проектом по строительству завода поликремния поступила заявка и от НПО "Мостовик". От "Титана" была заявка на 90 МВт, и от "Мостовика" – на 90 МВт. Вопрос: они два одинаковых завода поликремния рядом будут строить? В общем, если будут расти потребности в тепловой энергии, тогда действительно потребуется строительство новой ТЭЦ. Пока же все говорят только о росте потребления электрической энергии.
То есть в регионе нужно развивать сети, а не генерацию?
Нужно развивать и то, и другое. Нельзя бросаться из одной крайности в другую. Нужно найти, как принято говорить, золотую середину.
Перспективы ТЭЦ-5 и ТЭЦ-3 сегодня уже более понятны. А что ожидает в перспективе ТЭЦ-4?
Главная проблема ТЭЦ-4 – это золоотвал, где остался в резерве только один ярус. При сегодняшней загрузке станции – это на 8-10 лет работы. Была надежда на проект по переводу этой станции на сжигание менее зольных кузнецких углей, чтобы уменьшить выход золы, но он получается слишком затратным и не окупится, к сожалению. Была надежда на кирпичные заводы, которые должны были забирать половину ежегодного объема золы, и тогда у нас остался бы резерв времени, как минимум, в 20 лет. Но кирпичные заводы сегодня стоят. Нет спроса на продукцию отрасли строительных материалов, и наша зола, получается, опять не востребована. Так что на сегодняшний день, на мой взгляд, для ТЭЦ-4 остается только один вариант – строительство совместно с ОНПЗ такого же блока ПГУ, как на ТЭЦ-3. Топливо для ПГУ-90 на ТЭЦ-4 мог бы поставлять ОНПЗ, а сам блок был бы в совместной собственности ТГК-11 и компании "Газпром-нефть". Мы сегодня обсуждаем эту тему с руководством ОНПЗ, и если удастся реализовать такой совместный проект, то и станция получит новую жизнь, и всему региону будет хорошо.
В объемах выработки электрической и тепловой энергии в этом году заметен рост?
По электроэнергии рост идет значительный. В январе – 107,6% к январю 2009 года. В апреле – 114%. В мае – 127%. По тепловой энергии мы тоже приросли. В январе – 118%. В феврале – 107%. В марте – 103%. Мы чувствуем, как востребованность нашей продукции растет.
А с какими финансовыми итогами завершило отопительный сезон структурное подразделение "Теплоэнергосбыт"?
На 1 июня дебиторская задолженность составляла 1,82 млрд рублей. Это значительная сумма, но она все же меньше, чем в прошлом году. Причем из этих долгов опасение вызывает только задолженность строительных предприятий. Мы не могли, естественно, сдерживать подключение тепла к проблемным домам, поскольку тоже понимаем проблемы дольщиков, но в результате сами нарастили проблемные долги.
И кто из застройщиков не платит, если не секрет?
В должниках у нас сегодня "Полет и К", "Партнер-Сервис Плюс", "Омскстрой-2001". В целом примерно 15 строительных компаний.
Из числа промышленных потребителей крупных должников уже не осталось?
По сути, только "Омский каучук". Но с этой компанией мы научились работать через суд. Судебные издержки и пеня остаются на нас, но основной долг "Омский каучук" уже выплачивает. В общем, можно сказать, что подход мы нашли. А скоро решим этот вопрос кардинально. Потребителю, из-за которого мы никак не могли отключить "Омский каучук", будем строить отдельный трубопровод. Если к декабрю этот объект сдадим в эксплуатацию, то "Омский каучук" отключим вообще. У этого завода есть своя котельная, пусть работает самостоятельно.
Не могу не затронуть тему энергосбережения. Насколько я помню, за установку тепловых поставщиков теперь отвечают поставщики энергоресурсов. И как будет реализовываться эта норма закона?
Установка теплосчетчиков потребителям - вопрос на сегодняшний день узкий. Да, законодательством об энергоэффективности и энергосбережении предусмотрено, что установку приборов учета в многоквартирных домах обеспечивает энергоснабжающая организация, а потребители рассчитываются потом с энергоснабжающей организацией в рассрочку, но еще пока нет ясности, где на такое хорошее дело взять деньги. Генерация - это регулируемый бизнес. Все наши расходы регулирует РЭК. Если мы будем использовать кредитные ресурсы, а потом устанавливать приборы учета потребителям в рассрочку, то мы обязаны будем производить расчеты по ставке Центрального банка России. А кто оплатит разницу между кредитной ставкой Центрального банка и кредитной ставкой того банка, который будет финансировать эту программу по стимулированию потребителей энергоресурсов? Мы задавали этот вопрос муниципалитету города Омска, но пока конкретного ответа не получили. Между тем, в Казани, например, эту разницу на себя взял именно муниципальный бюджет. Но все же самая большая проблема в том, что к закону об энергосбережении не вышли все восемь подзаконных актов. Вышли только четыре. И эта законодательная неопределенность пока сдерживает нашу работу.
Гаак, Виктор Климентьевич
Ученая cтепень:
Кандидат технических наук
Место защиты диссертации:
Код cпециальности ВАК:
Специальность:
Промышленная теплоэнергетика
Количество cтраниц:
1. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ НЕОБХОДИМОСТИ ЗАМЕНЫ ЭКИБАСТУЗСКОГО УГЛЯ НА ОМСКОЙ ТЭЦ-5.
1.1. Модель структуры ценообразования топлива , поставляемого на ТЭЦ и топливный баланс.
1.2. Структура снижения эксплуатационных затрат при переходе на сжигание кузнецкого угля.
2. НАУЧНЫЙ АНАЛИЗ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ТВЕРДЫХ ТОПЛИВ СИБИРСКОГО РЕГИОНА И ВОЗМОЖНОСТИ ИХ СЖИГАНИЯ НА УСТАНОВЛЕННОМ ОБОРУДОВАНИИ ОМСКОЙ ТЭЦ-5.
3. ОБОБЩЕННЫЙ АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ СЖИГАНИЯ РАЗЛИЧНЫХ ВИДОВ ТОПЛИВА НА ОГНЕВОМ СТЕНДЕ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ КРИТЕРИЕВ ВЫБОРА НОВОГО ТОПЛИВА.
3.1. Анализ шлакующих свойств кузнецких углей по их минеральной части
3.2. Эксплуатационные свойства золы кузнецких углей и условия шлакования поверхностей нагрева котла.
3.3. Результаты опытов по сжиганию кузнецких углей и их смесей с экибастузским.
4. РЕКОНСТРУКЦИЯ ТРАКТА ТОПЛИВОПОДАЧИ ТЭЦ ДЛЯ ВОЗМОЖНОСТИ ПРИЕМА НОВОГО ТОПЛИВА.
4.1. Исследование состояния склада топлива ТЭЦ и методы совместного хранения и складирования смесей экибастузского и кузнецкого углей.
4.2. Анализ возможностей разгрузочных устройств, при выгрузке кузнецкого угля в зимний период.
5. ПУТИ РЕКОНСТРУКЦИИ ОБОРУДОВАНИЯ КОТЕЛЬНОГО ОТДЕЛЕНИЯ ДЛЯ ВОЗМОЖНОСТИ СЖИГАНИЯ КУЗНЕЦКИХ УГЛЕЙ И ИССЛЕДОВАНИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ОПЫТНОГО СЖИГАНИЯ ИХ НА КОТЛЕ БКЗ-420-140-5.
5.1. Технические предложения по реконструкции оборудования для безопасного проведения опытов по сжиганию кузнецкого угля.
5.2. Характеристика установленного оборудования.
5.3. Программа проведения опытов.
5.4. Анализ результатов испытаний пылесистем .
5.5. Результаты балансовых опытов и их анализ.
6. ИССЛЕДОВАНИЯ ВОЗМОЖНОСТИ СЖИГАНИЯ БЕРЕЗОВСКИХ УГЛЕЙ НА КОТЛЕ БКЗ-420-140-5 И ВОЗМОЖНОСТЬ ПЕРЕВОДА КОТЛА НА СЖИГАНИЕ УГЛЯ В РЕЖИМЕ ЦКС.
6.1. Организация топливоподачи.
6.2. Особенности схемы пылеприготовления .
6.3. Организация топочного процесса.
6.4. Исследование процесса работы поверхностей нагрева котла, при сжигании березовского угля.
6.5. Техническая возможность перевода котла БКЗ-420-140-5 на работу в режиме циркулирующего кипящего слоя при сжигании березовского угля
7. РЕКОНСТРУКЦИЯ КОТЛОАГРЕГАТА ДЛЯ СЖИГАНИЯ КУЗНЕЦКИХ УГЛЕЙ С ПОВЫШЕННОЙ ЭФФЕКТИВНОСТЬЮ РАБОТЫ КОТЛА.
8. ИССЛЕДОВАНИЯ МЕТОДА СЖИГАНИЯ РАЗЛИЧНЫХ ВИДОВ ТОПЛИВА НА КОТЕЛЬНОМ АГРЕГАТЕ, ПОЗВОЛЯЮЩЕГО СНИЗИТЬ ВЫБРОСЫ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ.
Введение диссертации (часть автореферата) На тему "Пути реконструкции оборудования промышленной ТЭЦ при переводе на сжигание других видов топлива:На примере Омской ТЭЦ-5"
Топливоснабжение многих электростанций Западной Сибири и Урала базируется на каменных углях марки СС Экибастузского угольного бассейна, отличающихся от других углей высоким содержанием золы и ее абразивностью, повышенной тугоплавкостью минеральной части, незначительной влажностью. По пожаровзрывоопасным характеристикам они приравнены к тощим углям и имеют пониженную опасность /1/.
В течение нескольких десятков лет требуемый объем и ритмичность поставок экибастузского угля полностью обеспечивал потребность электростанций, запроектированных на сжигание данного угля. Однако в последние годы ситуация резко ухудшилась, хотя по сравнению с 1990 г. объем потребления экибастузского угля крупными электростанциями Сибири и Урала сократился (Рефтинская и Троицкая ГРЭС были вынуждены работать в режимах с минимально допустимыми нагрузками из-за снижения электропотребления; Омские ТЭЦ -4,5 также работали на сниженных нагрузках из-за снижения электропотребления региона и теплопотребления нефтехимического комплекса Омской области). Бесперебойное обеспечение электростанций углем не обеспечивалось. Экибастузский угольный комплекс разделился на три отдельных акционерных предприятия, приобретенных иностранными владельцами, что усложнило работу по перспективному развитию комплекса и проведению вскрышных работ по разработке новых пластов угля.
Качество товарного угля не соответствует требованиям ГОСТ 8779-79 и отличается большой неоднородностью по зольности и теплоте сгорания /2/. По данным электростанций значение зольности угля колеблется от 38,3 до 42,8%, соответственно меняется и теплота сгорания топлива. Периодически производится отгрузка угля 2 группы, зольность, которого достигает 46,0-48,0%.
Экономическая реформа и переход к рыночной экономике предъявляют повышенные требования к эффективности работы электростанций и энергообъединений . Важнейшую роль в новых условиях играют вопросы стратегии развития энергосистем, связанные с техническим перевооружением входящих в их состав тепловых электростанций.
Омская энергосистема имеет ряд особенностей, отличающих ее от других энергосистем России. Энергосистема АК"Омскэнерго" входит в объединенную энергетическую систему Сибири (ОЭЭС Сибири) и обеспечивает централизованное электроснабжение потребителей Омской области, а также теплоснабжение промышленных предприятий и жилищно-коммунального хозяйства г.Омска. Ведущими отраслями промышленности являются предприятия нефтехимического комплекса, машиностроения, металлообработки, строительной индустрии.
В составе объединения находятся пять теплоэлектроцентралей, две из которых (ТЭЦ-2 и ТЭЦ-6) работают в режиме производртвенно-отопительных котельных.
Суммарная установленная электрическая мощность ТЭЦ, входящих в АК «Омскэнерго », составляет 1665 Мвт, из которых 85% энергогенерирующих установок работают с начальным давлением пара 12,8 МПа, а остальные - 8,8 МПа.
Политика суверенизации и общий кризис экономики России резко обострил влияние специфических особенностей Омской энергосистемы на производственно-финансовый механизм ее функционирования и экономику области с рядом вытекающих из этого негативных последствий.
Основными факторами, обуславливающими необходимость скорейшей реконструкции энергообъектов АК «Омскэнерго », являются следующие.
1. Энергосистема была и остается дефицитной по установленной мощности и производству электроэнергии с тенденцией роста этих показателей. В настоящее время дефицит составляет соответственно примерно 500 Мвт и 2,9 млрд.кВт.ч/год /3/. Доля сальдоперетоков из соседних энергосистем по отношению к выработанной энергии достигла 39%.
Основная причина усилившейся зависимости по перетокам электроэнергии заключается в том, что на Омских ТЭЦ с 1987г. не было ввода новых и замещающих генерирующих мощностей. С 1989 по 1993г.г. демонтировано генерирующих мощностей на 175 Мвт.
2. Основными потребителями тепловой энергии являются: 5 промышленность - 46-50%; коммунально-бытовое хозяйство - 17-20%; сельское хозяйство, транспорт и строительная индустрия - примерно 10%; прочие отрасли - 20-24%.
Объем потребления промышленности с каждым годом падает из-за снижения объемов производства.
Доля электростанций в покрытии тепловых нагрузок составляет 68%, котельных - 26%. Наибольшее количество тепла отпускается с отработанным паром турбин до 76%.
3. Выработка 100% электроэнергии в энергообъединении производится турбоагрегатами типа Р, ПТ и Т, характерная черта которых наличие "привязанной" тепловой нагрузки. Подобный состав энергогенерирующего оборудования приводит к сложностям при работе в переменной части графика электрических и тепловых нагрузок: с одной стороны, невозможность снижения электрической мощности в отопительный период; с другой, - ограничение по нагрузке установленных электрических мощностей из-за недостатка тепловых нагрузок.
4. Значительная часть основного энергооборудования выработала моральный и физический ресурс или близка к их выработке. Практически 50% установленного оборудования введено в работу до 1976 года.
5. Экологическая обстановка в Омской области весьма неблагоприятная. Сжигание низкосортных углей, сернистого мазута, наличие устаревшего оборудования систем очистки газов и золошлакоудаления усугубляет негативные тенденции в этой части.
Основным видом топлива ТЭЦ АК «Омскэнерго » является каменный уголь экибастузского (ТЭЦ-4, ТЭЦ-5) и кузнецкого (ТЭЦ-2) месторождений, составляющий в топливном балансе 60%, при этом доля экибастузского угля превышает 90% от всего потребляемого угля.
Омская область является регионом, не имеющим свою топливную базу.
Уголь (импортный для России), доставляемый железнодорожным транспортом, низкосортного качества, в тоже время становится самым дорогим видом топлива. Согласно договорам, заключенным на поставку угля в долларовом эквиваленте после кризиса августа 1998г., себестоимость продукции энергосистемы увеличилась более, чем в 2 раза. АК «Омскэнерго » 6 несет существенные убытки от перевозки на расстояние 800 км экибастузского угля с зольностью более 40%. Кроме того, ежегодно на золоотвалы ТЭЦ отправляется более 2,0 млн т золы, что требует значительных затрат на их строительство и отвод дополнительных земель.
Одним из путей уменьшения зависимости Омской энергосистемы от суверенного государства Казахстан является постепенный перевод котлов Омских ТЭЦ-4 и ТЭЦ-5 на сжигание углей российских месторождений.
В современных условиях проблема топливообеспечения возникла на многих тепловых электростанциях (ТЭС ) России. Сегодня этим вопросом занимаются ТЭС Дальнего Востока, Сибири и ГРЭС федерального подчинения, такие как Рефтинская, Троицкая, Рязанская, Углегорская и др. Сжигание в котельных агрегатах углей с различными физико-химическими характеристиками всегда создает множество проблем. В связи с этим, особое внимание при сжигании непроектного топлива уделяется устойчивой работе систем пылеприготовления , условиям шлакования поверхностей нагрева котла и обеспечению оптимального режима работы котельного агрегата с поддержанием выходных параметров пара.
Большую работу в этом направлении совместно с персоналом электростанций проводят сотрудники УралВТИ , Сибтехэнерго, ВТИ, СибВТИ и др. В центральной и отраслевой печати постоянно ведутся обсуждения по решению многочисленных проблем возникающих при переходе на сжигание непроектного топлива, но в каждом случае всегда подход должен быть индивидуальным.
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность работы. Топливообеспечение многих электростанций Западной Сибири и Урала не обеспечивает надежность работы целых регионов России из-за постоянных сбоев по поставке экибастузского угля электростанциям. Частые сбои в поставке топлива происходят из-за отсутствия системы расчета за полученную энергию потребителями с акционерными обществами энергетики деньгами и функционированием бартерных обменов в России. В этой ситуации энергосистемы, получающие уголь их государства Казахстан и оплачивающих его поставку в долларовом эквиваленте, не могут обеспечить стабильную оплату деньгами. Оплата поставок угля товарами (бартер) зависит от политических и экономических взаимоотношений двух государств. Показателем такой проблемы, существующей в этих регионах, является кризис 17 августа 1998 года, когда стоимость угля в течение нескольких месяцев выросла в 2~3 раза, а тарифы на энергию остались на прежнем уровне.
В этом случае особую актуальность приобретает решение вопроса поиска альтернативных топлив для существующего оборудования электростанций данных регионов, сжигание которых не потребует огромных капитальных затрат на реконструкцию оборудования и обеспечат надежность работы электростанций согласно правилам технической эксплуатации электростанции.
Основными факторами, обуславливающими необходимость скорейшей реконструкции энергообъектов АК"Омскэнерго", являются следующие:
1. Энергосистема была и остается дефицитной по установленной мощности и производству электроэнергии и зависит от перетоков электроэнергии из других регионов России. В этом случае необходимы повышенные требования к надежности работы собственного оборудования.
2. Электроэнергия вырабатывается на трех ТЭЦ, основными потребителями тепла у которых является промышленность - 46-50%, коммунально-бытовое хозяйство - 17-20%, сельское хозяйство, транспорт и строительная индустрия -10%, прочие отрасли - 20-24%.
В этом случае производство электроэнергии энергосистемой зависит от потребителей тепла, т.к. промышленное потребление тепла в последнее время постоянно падает. В этой ситуации турбины типа "Р" и "ПТ" часто находятся в резерве, т.к. их работа зависит от тепловых нагрузок.
3. Значительная часть основного энергооборудования выработала свой моральный и физический ресурс, а угли экибастузского бассейна обладают повышенными абразивными свойствами и требуют частых замен оборудования.
Отсюда со всей очевидностью возникает актуальность вопроса поиска углей, замещающих экибастузский уголь на угли российских месторождений.
Цель работы. Основной целью диссертационной работы является: определение путей реконструкции ТЭЦ при переводе на сжигание других видов топлива.
В связи с тем, что котельные агрегаты, запроектированные на сжигание определенного угля, при переходе на сжигание углей с новыми физико-химическими характеристиками могут иметь ограничения по выходным параметрам перегретого пара, по скоростным характеристикам дымовых газов по тракту котла, по условиям шлакования топочной камеры и конвективных поверхностей нагрева, требуется проведение всестороннего анализа возможности использования новых видов топлива.
В данной работе проведено исследование возможности сжигания углей кузнецкого месторождения на установленном оборудовании Омской ТЭЦ-5 без значительных экономических затрат на реконструкцию оборудования.
При решении данного вопроса были поставлены следующие задачи: определить экономическую эффективность использования российских углей для ТЭЦ г. Омска; исследовать существующие угли Кузнецкого угольного бассейна, их запасы и объемы добычи в настоящее время и на перспективу; провести анализ физико-химического состава углей и их шлакующих свойств; провести анализ тракта топливоподачи на возможность приема, разгрузки, хранения различных видов кузнецкого угля и организации приготовления смесей из различных видов топлива; исследовать результаты опытного сжигания различных видов угля на огневом стенде и котле БКЗ-420-140-5 для разработки рекомендаций по реконструкции оборудования с повышением его экономичности.
Методика исследования. В основу работы положены теоретические и экспериментальные исследования. При анализе процесса горения топлива использован нормативный метод теплового баланса котла. Экспериментальные исследования опытного сжигания новых видов топлива проведены на действующем оборудовании.
Научная новизна работы заключается в следующем: построена технико-экономическая модель эффективности использования кузнецких углей; по результатам опытного сжигания нового топлива на огневом стенде и на котле БКЗ-420 научно обоснована возможность сжигания кузнецких углей на оборудование запроектированном для использования экибастузского угля; выполнены научно -технические разработки по изменению конструкции хвостовых поверхностей нагрева котла для повышения эффективности его работы; выполнен анализ теплового процесса и разработаны рекомендации по изменению конструкции котла при переводе его на сжигание березовского угля; разработаны научные рекомендации по выбору методов сжигания топлива на котле БКЗ-420-140-5 для снижения выброса вредных веществ в атмосферу.
Практическая ценность и реализация результатов работы. На основе теоретических и экспериментальных исследований выполненных с участием автора разработаны и доведены до внедрения технические мероприятия по реконструкции существующего оборудования для возможности приема, складирования и сжигания кузнецких углей марки СС на Омских ТЭЦ-4,5.
Опробована схема складирования и смешения кузнецких углей на угольном складе ТЭЦ.
Разработаны мероприятия по подготовке котельного агрегата и вспомогательного оборудования для опытного сжигания кузнецких углей и их смесей с экибастузским углем.
Разработана и выполнена реконструкция хвостовых поверхностей нагрева котельного агрегата с установкой низкотемпературного экономайзера , позволившая повысить КПД котла БКЗ-420-140-5 на 2,0%.
Исследован новый способ сжигания топлива на котельном агрегате, позволяющий снизить выбросы вредных веществ в атмосферу.
Внедренные результаты исследования данной работы позволили Омской энергосистеме проводить гибкую политику по обеспечению топливом ТЭЦ-4,5 в последние годы.
Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на научно-техническом совете предприятия ОАО «Сибтехэнерго » (г.Новосибирск, 1999), на научно-техническом совете теплоэнергетического ю факультета ОМГУПС (г.Омск, 1999), на техническом совете АК"Омскэнерго" (г.Омск, 1999), на техническом совете ЗСФ «ВНИПИЭнергопром » (г.Омск, 1999), на IV Международном научно-техническом семинаре «Энергосбережение в регионе: проблемы и перспективы » (г.Омск, 1999), на техническом совещании по реконструкции котельных агрегатов АО «Сибирьэнерго » (г.Красноярск, 1997).
Структура и объем. Работа состоит из введения, 8 глав, выводов и предложений, библиографического списка из 54 наименований и приложение. Работа изложена на 158 страницах машинописного текста, содержит 28 рисунков и 46 таблиц.
Достоверность научных положений и выводов обоснована теоретически и подтверждена результатами экспериментальных исследований выполненных на действующем оборудовании Омской ТЭЦ-5. Контроль за работой оборудования осуществлялся при помощи установленных контрольно-измерительных приборов определенных проектом и имеющий класс точности 1.5, а также для контроля за состоянием поверхностей нагрева котла, шлакованием труб применялись специальные зонды конструкции УралВТИ, измерительные мосты и пирометры.
Для контроля расходов воздуха, газов и аэросмеси использовались лабораторные приборы и тарировочные сита.
Для замеров выбросов вредных веществ в атмосферу использовались газоанализаторы типа IMR-3000P, TESTO-33, ГХП-100.
Заключение диссертации по теме "Промышленная теплоэнергетика", Гаак, Виктор Климентьевич
ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ
1. Перебои с поставками экибастузского угля на ТЭС Урала и Сибири в последнее время стали хроническим явлением. В связи с этим очень остро стоит вопрос о поиске заменяющих углей. При этом основная проблема заключается в том, чтобы найти замену наименее шлакующихся углей применительно к спроектированному под экибастузский уголь оборудования.
Специфика экибастузского угля состоит в приемлемой воспламеняемости пыли, несмотря на высокую зольность угля, хорошим прохождением угля по тракту топливоподачи благодаря низкой влажности.
Пыль экибастузского угля практически невзрывоопасна, что позволяет поддерживать высокие температуры аэросмеси перед мельницами (до 210 °С).
2. Темпы роста стоимости экибастузского угля в последние пять лет превышают темпы роста российских углей.
Стоимость одной тонны условного топлива кузнецкого угля в 1998 г. составила 253,7 р., а экибастузского 299,9 р. В 1999 г. произошло дальнейшее увеличение стоимости экибастузского угля и железнодорожного тарифа на его перевозку.
3. В результате проведенного математического моделирования затрат на топливо видно, что использование углей Кузнецкого угольного бассейна экономически оправдано и позволяет снизить затраты на вырабатываемую тепловую и электрическую энергию.
4. Перевод котлов БКЗ-420-140-5 на сжигание кузнецкого угля марки СС и его смеси с экибастузским не требует значительных затрат на реконструкцию оборудования.
5. Особенностью выбора альтернативного топлива взамен экибастузскому углю состоит в том, что необходимо обеспечение
149 надежного транспорта и размола угля, поддержание нормативных параметров пара и паровой нагрузки котла и обеспечение тугоплавкости золы по условиям шлакования .
Наиболее подходящим углем, для возможности его сжигания на котлах спроектированных на экибастузский уголь, являются кузнецкие угли марки СС, обладающие такой же реакционной способностью.
На основе проведенного анализа по качеству и объема добычи углей Кузбасса, в том числе новых месторождений, выполнено ранжирование углей по основным теплотехническим характеристикам с позиции их использования взамен экибастузского угля.
6. На основании проведенных исследований выявилось, что для тепловых электростанций АК"Омскэнерго" при использовании кузнецких углей взамен экибастузского следует ориентироваться.
6.1 по условиям надежного прохождения угля по тракту топливоподачи на угли с влажностью Wp=7-12% (марка СС с исключением из поставок окисленных углей);
6.2 по условиям пожаровзрывобезопасности, воспламенения пыли и экономичности сжигания при минимальном объеме реконструкции наиболее приемлемы угли марок СС шахтной добычи и разрезов юга Кузбасса;
6.3 по шлакованию топки допустимым диапазоном являются
Л тепловые напряжения сечения топки qF
6.4 по шлакованию поверхностей нагрева на выходе из топки и конвективного пароперегревателя из топки приемлем широкий диапазон кузнецких углей марки СС.
7. Проведенное опытное сжигание кузнецких углей на котле БКЗ-420-140-5 показало возможность использования углей Бачатского и Черниговского разрезов для сжигания в чистом виде без проведения реконструкции оборудования. Угли Кедровского, Междуреченского, Киселевского, Вахрушевского угольных разрезов допускаются к сжиганию в смеси с экибастузским углем в пропорции 50 на 50%.
8. При сжигании угля необходимо обеспечить его устойчивое горение и не допустить шлакования поверхностей нагрева. Исследования, проведенные на огневом стенде УралВТИ , и опытное сжигание кузнецких углей на котле подтвердили, что они имеют температуру начала шлакования, близкую к температуре шлакования экибастузского угля, и отложения, образуемые на трубах, являются слабоспекаемыми и непрочными.
9. Эксплуатационные затраты ТЭЦ при использовании кузнецких углей снижаются. В связи с повышением теплоты сгорания топлива уменьшаются объемы его потребления, затраты на размол, транспортировку и на ремонт оборудования. Зола кузнецкого угля имеет меньшую абразивность, поэтому уменьшаются объемы по замене поверхностей нагрева.
10. Использование кузнецких углей на существующем оборудовании снижает КПД котла на 1,5-2% из-за увеличения потери с механическим недожогом и уходящими газами, вызванными необходимостью поддерживать меньшую температуру аэросмеси по условиям взрывобезопасности.
11. Для обеспечения проектного КПД котла при работе на кузнецком угле проведена реконструкция хвостовой части котельного агрегата с установкой низкотемпературного теплофикационного экономайзера, позволяющего снизить температуру уходящих газов до 100 °С и повысить КПД котла до 2%.
12. Сжигание березовского угля на существующем оборудовании требует значительных затрат на реконструкцию котла с установкой дополнительной ступени пароперегревателя и заменой воздухоподогревателя , что в последующем не дает возможности использовать экибастузский уголь. Система очистки поверхностей нагрева котла от шлаковых отложений требует проведения ее реконструкции. Для березовского угля необходимо увеличить площадь существующего угольного склада и выполнить второй ввод ленточных конвейеров в главный корпус.
13.Сжигание березовского угля возможно на котле, работающем в режиме циркулирующего кипящего слоя, но в этом случае затраты на реконструкцию ТЭЦ составят половину затрат на строительство новой ТЭС, что в настоящее время неосуществимо.
14. По предварительным расчетам и опытам, проведенным при сжигании кузнецкого угля, выявился значительный экологический эффект. Валовые выбросы вредных веществ в атмосферу снижаются в 2-3 раза в зависимости от нагрузки станции. Достижение таких же результатов при сжигании экибастузского угля потребовало бы капитальных вложений несоизмеримых с затратами на перевод станции на кузнецкий уголь. Содержание оксидов азота в диапазоне избытков воздуха а= 1,2-1,44 л составляет 820-1160 кг/м. При обеспечении подачи газа на ТЭЦ и реконструкции котлоагрегата для трехступенчатого сжигания топлива будет обеспечено снижение выбросов оксидов азота вдвое и достижение требования нормативных показателей для современных электростанций. Выбросы золы в атмосферу снизятся в 3-4 раза, а выбросы оксидов серы в 23 раза.
Таким образом, исследования, проведенные в данной работе, позволяют говорить, что в условиях постоянно меняющихся цен сегодня экономически выгодно использование кузнецких углей для сокращения объемов сжигания экологически вредных и все дорожающих экибастузских углей.
Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Гаак, Виктор Климентьевич, 1999 год
1. Правила взрывобезопасности топливоподач и установок для приготовления и сжигания пылевидного топлива. М.: Энергоатомиздат, 1990.
2. Мансуров В.И., Цыганов С.М., Махортов В.П. Динамика изменения теплотехнических характеристик экибастузского угля и влияние их на работу паровых котлов энергоблоков 500 мВт. // Теплоэнергетика. 1992. № 1. С.27-33.
3. Дьяков А.Ф., Белов Е.И., Демидов О.И., Корень В.М., Кутахов А.Г. Основные направления технического перевооружения ТЭЦ АК Омскэнерго. // Электрические станции. 1996. № 9. С.6-12.I
4. Алехнович А.Н., Богомолов В.В., Гладков В.Е., Артемьева Н.В. Прогнозирование шлакующих и загрязняющих свойств углей. // Электрические станции. 1998. № 4. С.2-6.
5. Отчет о начно-исследовательской работе. Исследование шлакования котла БКЗ-420-5 ОТЭЦ-5 при опытном сжигании кузнецкого угля и изучение шлакующих свойств опытных партий углей и их смесей на огневом стенде. УралВТИ ., Челябинск, 1995.
6. Энергетическое топливо СССР . // Справочник. М.: Энергоатомиздат. 1991.184 с.
7. Богомолов В.В., Алехнович А.Н. Исследование прочности отложений и спекание золошлакового материала. / Тезисы докладов III Всесоюзной конференции. // Таллин. 1980. том 1. С.76-80.
8. Отчет по научно-исследовательской работе. Оценка перспектив использования кузнецких углей на ТЭС АК Омскэнерго; Руководитель Богомолов В.В., Арх. № 9346; Челябинск, 1996. С.78.
9. Ю.Антонянц Г.Р., Черников В.В., Райфельд О.Ф. Топливо-транспортное хозяйство тепловых электростанций. М.: Энергия. 1977.
10. Типовая инструкция по хранению углей, горючих сланцев и фрезерного торфа на открытых складах электростанций. / РД 34.44.101-78. М.: Союзтехэнерго , 1989.
11. Особенности углей, перспективных для ТЭС. // Сборник научных трудов / Под редакцией Н.В.Новицкого. М: Энергоатомиздат, 1988.
12. Баскаков А.П., Мацнев В.В., Раскопов И.В. Котлы СибВТИ и топки с кипящим слоем. М.: Энергоатомиздат. 1995. 350 с.
13. Двойнишников В.А., Виленский Т.В., Изюмов М.А. и др. Расчет горения топлива в топках с циркулирующим кипящим слоем // Теплоэнергетика. 1994. № 4. С.9-12.
14. Петросян Р.А., Надыров И.И. и др. Создание отечественной технологии сжигания низкосортных видов топлива в топках с ЦКС // Электрические станции. 1989. № 8. С.72-74.
15. Результаты опытного сжигания кузнецких углей марки СС-2 на котле БКЗ-420 Омской ТЭЦ-5. // Отчет АО "Сибтехэнерго , СибВТИ, УралВТИ. Новосибирск, 1995, инв.№ 10342.
16. Технико-экономическое обоснование сравнения сжигания экибастузского и кузнецкий углей на Омских ТЭЦ-4,5 в связи с ихпереводом на сжигание кузнецкого угля. // Отчет АО "Сибтехэнерго".
17. Новосибирск, 1996, инв.№ 10380.
18. Алехнович А.Н., Богомолов В.В., Иванова Н.И. Исследование шлакующих свойств и условий шлакования поверхностей нагрева при сжигании углей Западной Сибири, Урала и Казахстана // Отчет УралВТИ, Челябинск, 1978, инв.№ 3306.
19. Мансуров В.И., Резанов Ф.П., Цыганов С.М. Влияние зольности экибастузского угля на паропроизводительность работающих котлов // Теплоэнергетика, 1987, № 1.
20. Шагалова СЛ., Шницер И.Н. Сжигание твердого топлива в топках парогенераторов Л: Энергия, 1976, 172с.
21. Кнорре Г.Ф. Топочные процессы М.: Госэнергоиздат, 1956.
22. Корягин Ю.В., Кокушкин А.А., Князев А.В. Опыт сжигания непроектных марок отечественных углей на котлах ТЭС Свердловэнерго // Электрические станции. 1997. № 6. С.2-9.
23. Шумилов Т.И., Морозов В.В., Давыдов Я.С. и др. Обоснование целесообразности перехода Рязанской ГРЭС на использование Канско-Ачинских углей // Электрические станции. 1988. № 12. С.14-18.
24. Алехнович А.Н., Богомолов В.В., Выбор температуры на выходе из топки по условиям шлакования. // Теплоэнергетика. 1994. № 8.
25. Алехнович А.Н., Гладков В.Е., Богомолов В.В., Шлакование и отложения в тракте котла // Теплоэнергетика. 1996. № 9.
26. Моисеев Г.И. Научно-техническое обеспечение программы реконструкции и обновления ТЭС // Теплоэнергетика. 1991. № 6.
27. Енякин Ю.П., Котлер В.Р., Бабий В.И. и др. Работы ВТИ по снижению выбросов оксидов азота теххнологическими методами // Теплоэнергетика. 1991. № 6.
28. Рихтер JI.А., Чернов С.Л., Аверин А.А. и др. Повышение эффективности улавливания высокоомной золы в электрофильтрах путем химического кондиционирования дымовых газов. // Теплоэнергетика. 1991. №3.
29. Экспериментальное исследование влияния химического кондиционирования на эффективность улавливания летучей золы высокого электрического сопротивления на пилотном электрофильтре // Электрические станции. 1992. № 8.
30. Мансуров В.П., Богомолов В.В., Корягин Ю.В., Результаты опытного сжигания на паровом котле П-57 энергоблока 500 Мвт кузнецкого каменного угля // Теплоэнергетика. 1997. № 2.
31. Гордеев В.В., Липец А.У., Сотников И.А. Энергоблоки повышенной эффективности // Сборник статей. ЗИО. Подольск. 1998 г.
32. Овчар В.Г., Чубарь Л.С., Липец А.У. и др. Некоторые вопросы повышения эффективности паровых котлов и ТЭС // Теплоэнергетика. 1995. №8.
33. Сотников И.А., Липец А.У. О некоторых разработках и изобретениях ЗиО, направленных на повышение надежности котельных агрегатов // Теплоэнергетика. 1985. № 8.
34. Гордеев В.В., Липец А.У., Сотников И.А. Отбор высокопотенциального тепла энергетических котлов новый путь повышения эффективности электростанции // Сборник статей. ЗИО. Подольск. 1998.
35. Аверин А.А., Кудрявцев Н.Ю., Гаак В.К. и др. Испытания системы химического кондиционирования дымовых газов, созданной для повышения эффективности золоулавливания в электрофильтрах // Электрические станции. 1994. № 1.
36. Липец А.У., Шрадер И.Л., Гаак В.К. и др. Перевод котла БКЗ-420-5 на работу с пониженной температурой уходящих газов // Электрические станции, 1995, № 7.
37. Кудрявцев Н.Ю., Аверин А.А., Гаак В.К. и др., Роль первичных методов подавления оксидов азота в снижении их эмиссии в атмосферу. // Энергетическое строительство, 1994, № 11.
38. Тепловой расчет котла (нормативный метод). М.: Энергия. 1973.
39. Ракитянский Ю.Н., Иванов А.Н., Заключение по результатам пуска и послепусковой наладки газоплотного котлоагрегата БКЗ-420-140-5 Омской ТЭЦ-5 /отчет «СибТехЭнерго », Новосибирск, 1981.
40. Пугач Л.И., Проблемы рационального использования Канско-Ачинских углей на ТЭС // Новосибирск. 1992. 215 с.
41. Лисицин В.В., Пугач Л.И. и др., Промышленные исследования некоторых способов подавления оксидов азота при пылеугольном сжигании углей Сибири и Казахстана / Теплоэнергетика. 1988. № 8. С. 17-20.
42. Накоряков В.Е., Бурдуков А.П., Соломатов В.В., Экологически чистая тепловая электростанция на твердом топливе. // Новосибирск. 1990. 138 с.
43. Алехнович А.Н., Богомолов В.В. и др., Минеральная часть и * шлакующие свойства кузнецких углей. Сборник тезисов научных докладов
44. УралВТИ//Челябинск. 1996. С. 1-16.
45. Гладков В.Е., Артемьев Н.В., Термодинамический расчет температуры начала шлакования углей и их смесей., Сборник тезисов научных докладов УралВТИ//Челябинск. 1996. С. 49-78.
46. Алияров Б.К., Дорошин Б.А. Вихревой факел экибастузского угля. // Алма-Ата. Наука. 1988. 199 с.51 .Вдовенко М.И. Минеральная часть энергетических углей // Алма-Ата. Наука. 1973. 256 с.
47. Пронин М.С., Маршак Ю.Л. и др. Опытное сжигание Березовского угля в полуоткрытой вихревой топке с жидким шпакоудалением // Теплоэнергетика. 1982. № 5. С. 24-28.
48. Алехнович А.Н., Богомолов В.В. и др. Состав и шлакующие свойства экибастузского угля // Теплоэнергетика. 1983. № 5. С. 29-31.
49. Пасевин В.И. Усманский Ю.Т.1. Жидсцкий В.У.1. Жигулин В.Г. Федотов А.Н.
50. Гаак В.К. Мотовилова Е.А. Лысенко Ю.Е.
51. Рассмотрев результаты опытного сжигания кузнецких yjлей па Омских ТЭЦ 4 и 5 совещание приняло РЕШЕНИЕ:6"S
52. Принять к сведению результаты опытного сжигания кузнецких углей на ТЭЦ 4, 5.
53. Производить поставку кузнецких углей следующих месторождений:
54. Зам.генерального директора Миропчеву А.Н.,главному специалисту по топливу и транспорту Жидецкому В.У. решить с поставщиками вопросы адресной поставки на ТЭЦ 4 и 5 кузнецких углей указанных месторождений.
Обратите внимание, представленные выше научные тексты размещены для ознакомления и получены посредством распознавания оригинальных текстов диссертаций (OCR). В связи с чем, в них могут содержаться ошибки, связанные с несовершенством алгоритмов распознавания.
В PDF файлах диссертаций и авторефератов, которые мы доставляем, подобных ошибок нет.
Топливоснабжение многих электростанций Западной Сибири и Урала базируется на каменных углях марки СС Экибастузского угольного бассейна, отличающихся от других углей высоким содержанием золы и ее абразивностью, повышенной тугоплавкостью минеральной части, незначительной влажностью. По пожаровзрывоопасным характеристикам они приравнены к тощим углям и имеют пониженную опасность /1/.
В течение нескольких десятков лет требуемый объем и ритмичность поставок экибастузского угля полностью обеспечивал потребность электростанций, запроектированных на сжигание данного угля. Однако в последние годы ситуация резко ухудшилась, хотя по сравнению с 1990 г. объем потребления экибастузского угля крупными электростанциями Сибири и Урала сократился (Рефтинская и Троицкая ГРЭС были вынуждены работать в режимах с минимально допустимыми нагрузками из-за снижения электропотребления; Омские ТЭЦ-4,5 также работали на сниженных нагрузках из-за снижения электропотребления региона и теплопотребления нефтехимического комплекса Омской области). Бесперебойное обеспечение электростанций углем не обеспечивалось. Экибастузский угольный комплекс разделился на три отдельных акционерных предприятия, приобретенных иностранными владельцами, что усложнило работу по перспективному развитию комплекса и проведению вскрышных работ по разработке новых пластов угля.
Качество товарного угля не соответствует требованиям ГОСТ 8779-79 и отличается большой неоднородностью по зольности и теплоте сгорания /2/. По данным электростанций значение зольности угля колеблется от 38,3 до 42,8%, соответственно меняется и теплота сгорания топлива. Периодически производится отгрузка угля 2 группы, зольность, которого достигает 46,0-48,0%.
Экономическая реформа и переход к рыночной экономике предъявляют повышенные требования к эффективности работы электростанций и энергообъединений. Важнейшую роль в новых условиях играют вопросы стратегии развития энергосистем, связанные с техническим
перевооружением входящих в их состав тепловых электростанций.
Омская энергосистема имеет ряд особенностей, отличающих ее от других энергосистем России. Энергосистема АИСОмскэнерго" входит в объединенную энергетическую систему Сибири (ОЭЭС Сибири) и обеспечивает централизованное электроснабжение потребителей Омской области, а также теплоснабжение промышленных предприятий и жилищно-коммунального хозяйства г.Омска. Ведущими отраслями промышленности являются предприятия нефтехимического комплекса, машиностроения, металлообработки, строительной индустрии.
В составе объединения находятся пять теплоэлектроцентралей, две из которых (ТЭЦ-2 и ТЭЦ-6) работают в режиме производственно -отопительных котельных.
Суммарная установленная электрическая мощность ТЭЦ, входящих в АК «Омскэнерго», составляет 1665 Мвт, из которых 85% энергогенерирующих установок работают с начальным давлением пара 12,8 МПа, а остальные - 8,8 МПа.
Политика суверенизации и общий кризис экономики России резко обострил влияние специфических особенностей Омской энергосистемы на производственно-финансовый механизм ее функционирования и экономику области с рядом вытекающих из этого негативных последствий.
Основными факторами, обуславливающими необходимость скорейшей реконструкции энергообъектов АК «Омскэнерго», являются следующие.
мощности и производству электроэнергии с тенденцией роста этих
показателей. В настоящее время дефицит составляет соответственно
примерно 500 Мвт и 2,9 млрд.кВт.ч/год /3/. Доля сальдоперетоков из
соседних энергосистем по отношению к выработанной энергии достигла
39%.
Основная причина усилившейся зависимости по перетокам электроэнергии заключается в том, что на Омских ТЭЦ с 1987г. не было ввода новых и замещающих генерирующих мощностей. С 1989 по 1993г.г. демонтировано генерирующих мощностей на 175 Мвт.
2. Основными потребителями тепловой энергии являются:
промышленность - 46-50%; коммунально-бытовое хозяйство - 17-20%; сельское хозяйство, транспорт и строительная индустрия - примерно 10%; прочие отрасли - 20-24%.
Объем потребления промышленности с каждым годом падает из-за снижения объемов производства.
Доля электростанций в покрытии тепловых нагрузок составляет 68%, котельных - 26%. Наибольшее количество тепла отпускается с отработанным паром турбин до 76%.
3. Выработка 100% электроэнергии в энергообъединении производится
турбоагрегатами типа Р, ПТ и Т, характерная черта которых наличие
"привязанной" тепловой нагрузки. Подобный состав энергогенерирующего
оборудования приводит к сложностям при работе в переменной части
графика электрических и тепловых нагрузок: с одной стороны,
невозможность снижения электрической мощности в отопительный период; с
другой, - ограничение по нагрузке установленных электрических мощностей
из-за недостатка тепловых нагрузок.
4. Значительная часть основного энергооборудования выработала
моральный и физический ресурс или близка к их выработке. Практически
50% установленного оборудования введено в работу до 1976 года.
5. Экологическая обстановка в Омской области весьма
неблагоприятная. Сжигание низкосортных углей, сернистого мазута, наличие
устаревшего оборудования систем очистки газов и золошлакоудаления
усугубляет негативные тенденции в этой части.
Основным видом топлива ТЭЦ АК «Омскэнерго» является каменный уголь экибастузского (ТЭЦ-4, ТЭЦ-5) и кузнецкого (ТЭЦ-2) месторождений, составляющий в топливном балансе 60%, при этом доля экибастузского угля превышает 90% от всего потребляемого угля.
Омская область является регионом, не имеющим свого топливную базу.
Уголь (импортный для России), доставляемый железнодорожным транспортом, низкосортного качества, в тоже время становится самым дорогим видом топлива. Согласно договорам, заключенным на поставку угля в долларовом эквиваленте после кризиса августа 1998г., себестоимость продукции энергосистемы увеличилась более, чем в 2 раза. АК «Омскэнерго»
несет существенные убытки от перевозки на расстояние 800 км экибастузского угля с зольностью более 40%. Кроме того, ежегодно на золоотвалы ТЭЦ отправляется более 2,0 млн т золы, что требует значительных затрат на их строительство и отвод дополнительных земель.
Одним из путей уменьшения зависимости Омской энергосистемы от суверенного государства Казахстан является постепенный перевод котлов Омских ТЭЦ-4 и ТЭЦ-5 на сжигание углей российских месторождений.
В современных условиях проблема топливообеспечения возникла на многих тепловых электростанциях (ТЭС) России. Сегодня этим вопросом занимаются ТЭС Дальнего Востока, Сибири и ГРЭС федерального подчинения, такие как Рефтинская, Троицкая, Рязанская, Углегорская и др. Сжигание в котельных агрегатах углей с различными физико-химическими характеристиками всегда создает множество проблем. В связи с этим, особое внимание при сжигании непроектного топлива уделяется устойчивой работе систем пылеприготовления, условиям шлакования поверхностей нагрева котла и обеспечению оптимального режима работы котельного агрегата с поддержанием выходных параметров пара.
Большую работу в этом направлении совместно с персоналом электростанций проводят сотрудники УралВТИ, Сибтехэнерго, ВТИ, СибВТИ и др. В центральной и отраслевой печати постоянно ведутся обсуждения по решению многочисленных проблем возникающих при переходе на сжигание непроектного топлива, но в каждом случае всегда подход должен быть индивидуальным.
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность работы. Топливоо беспечение многих электростанций Западной Сибири и Урала не обеспечивает надежность работы целых регионов России из-за постоянных сбоев по поставке экибастузского угля электростанциям. Частые сбои в поставке топлива происходят из-за отсутствия системы расчета за полученную энергию потребителями с акционерными обществами энергетики деньгами и функционированием бартерных обменов в России. В этой ситуации энергосистемы, получающие
уголь их государства Казахстан и оплачивающих его поставку в долларовом эквиваленте, не могут обеспечить стабильную оплату деньгами. Оплата поставок угля товарами (бартер) зависит от политических и экономических взаимоотношений двух государств. Показателем такой проблемы, существующей в этих регионах, является кризис 17 августа 1998 года, когда стоимость угля в течение нескольких месяцев выросла в 2-гЗ раза, а тарифы на энергию остались на прежнем уровне.
В этом случае особую актуальность приобретает решение вопроса поиска альтернативных топлив для существующего оборудования электростанций данных регионов, сжигание которых не потребует огромных капитальных затрат на реконструкцию оборудования и обеспечат надежность работы электростанций согласно правилам технической эксплуатации электростанции.
Основными факторами, обуславливающими необходимость скорейшей реконструкции энергообъектов АК"Омскэнерго", являются следующие:
1. Энергосистема была и остается дефицитной по установленной
мощности и производству электроэнергии и зависит от перетоков
электроэнергии из других регионов России. В этом случае необходимы
повышенные требования к надежности работы собственного оборудования.
2. Электроэнергия вырабатывается на трех ТЭЦ, основными
потребителями тепла у которых является промышленность - 46-50%,
коммунально-бытовое хозяйство - 17-20%, сельское хозяйство, транспорт и
строительная индустрия -10%, прочие отрасли - 20-24%.
В этом случае производство электроэнергии энергосистемой зависит от потребителей тепла, т.к. промышленное потребление тепла в последнее время постоянно падает. В этой ситуации турбины типа "Р" и "ПТ" часто находятся в резерве, т.к. их работа зависит от тепловых нагрузок.
3. Значительная часть основного энергооборудования выработала свой
моральный и физический ресурс, а угли экибастузского бассейна обладают
повышенными абразивными свойствами и требуют частых замен
оборудования.
Отсюда со всей очевидностью возникает актуальность вопроса поиска
углей, замещающих экибастузский уголь на угли российских месторождений.
Цель работы . Основной целью диссертационной работы является: определение путей реконструкции ТЭЦ при переводе на сжигание других видов топлива.
В связи с тем, что котельные агрегаты, запроектированные на сжигание определенного угля, при переходе на сжигание углей с новыми физико-химическими характеристиками могут иметь ограничения по выходным параметрам перегретого пара, по скоростным характеристикам дымовых газов по тракту котла, по условиям шлакования топочной камеры и конвективных поверхностей нагрева, требуется проведение всестороннего анализа возможности использования новых видов топлива.
В данной работе проведено исследование возможности сжигания углей кузнецкого месторождения на установленном оборудовании Омской ТЭЦ-5 без значительных экономических затрат на реконструкцию оборудования.
При решении данного вопроса были поставлены следующие задачи:
определить экономическую эффективность использования российских углей для ТЭЦ г. Омска;
исследовать существующие угли Кузнецкого угольного бассейна, их запасы и объемы добычи в настоящее время и на перспективу;
провести анализ физико-химического состава углей и их шлакующих свойств;
провести анализ тракта топливоподачи на возможность приема, разгрузки, хранения различных видов кузнецкого угля и организации приготовления смесей из различных видов топлива;
исследовать результаты опытного сжигания различных видов угля на огневом стенде и котле БКЗ-420-140-5 для разработки рекомендаций по реконструкции оборудования с повышением его экономичности.
Методика исследования. В основу работы положены теоретические и экспериментальные исследования. При анализе процесса горения топлива использован нормативный метод теплового баланса котла. Экспериментальные исследования опытного сжигания новых видов топлива проведены на действующем оборудовании.
Научная новизна работы заключается в следующем:
построена технико-экономическая модель эффективности использования кузнецких углей;
по результатам опытного сжигания нового топлива на огневом стенде и на котле БКЗ-420 научно обоснована возможность сжигания кузнецких углей на оборудование запроектированном для использования экибастузского угля;
выполнены научно-технические разработки по изменению конструкции хвостовых поверхностей нагрева котла для повышения эффективности его работы;
выполнен анализ теплового процесса и разработаны рекомендации по изменению конструкции котла при переводе его на сжигание березовского угля;
Практическая ценность и реализация результатов работы. На
основе теоретических и экспериментальных исследований выполненных с участием автора разработаны и доведены до внедрения технические мероприятия по реконструкции существующего оборудования для возможности приема, складирования и сжигания кузнецких углей марки СС на Омских ТЭЦ-4,5.
Опробована схема складирования и смешения кузнецких углей на угольном складе ТЭЦ.
Разработаны мероприятия по подготовке котельного агрегата и вспомогательного оборудования для опытного сжигания кузнецких углей и их смесей с экибастузским углем.
Разработана и выполнена реконструкция хвостовых поверхностей нагрева котельного агрегата с установкой низкотемпературного экономайзера, позволившая повысить КПД котла БКЗ-420-140-5 на 2,0%.
Исследован новый способ сжигания топлива на котельном агрегате, позволяющий снизить выбросы вредных веществ в атмосферу.
Внедренные результаты исследования данной работы позволили Омской энергосистеме проводить гибкую политику по обеспечению топливом ТЭЦ-4,5 в последние годы.
Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на научно-техническом совете предприятия ОАО «Сибтехэнерго» (г.Новосибирск, 1999), на научно-техническом совете теплоэнергетического
факультета ОМГУПС (г.Омск, 1999), на техническом совете АК"Омскэнерго" (г.Омск, 1999), на техническом совете ЗСФ «ВНИПИЭнергопром» (г.Омск, 1999), на IV Международном научно-техническом семинаре «Энергосбережение в регионе: проблемы и перспективы» (г.Омск, 1999), на техническом совещании по реконструкции котельных агрегатов АО «Сибирьэнерго» (г.Красноярск, 1997).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 6 печатных работ, в том числе 3 в центральных изданиях.
Структура и объем. Работа состоит из введения, 8 глав, выводов и предложений, библиографического списка из 54 наименований и приложение. Работа изложена на 158 страницах машинописного текста, содержит 28 рисунков и 46 таблиц.
Достоверность научных положений и выводов обоснована теоретически и подтверждена результатами экспериментальных исследований выполненных на действующем оборудовании Омской ТЭЦ-5. Контроль за работой оборудования осуществлялся при помощи установленных контрольно-измерительных приборов определенных проектом и имеющий класс точности 1.5, а также для контроля за состоянием поверхностей нагрева котла, шлакованием труб применялись специальные зонды конструкции УралВТИ, измерительные мосты и пирометры.
Для контроля расходов воздуха, газов и аэросмеси использовались лабораторные приборы и тарировочные сита.
Для замеров выбросов вредных веществ в атмосферу использовались газоанализаторы типа IMR-3000P, TESTO-33, ГХП-100.
1. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ НЕОБХОДИМОСТИ ЗАМЕНЫ ЭКИБАСТУЗСКОГО УГЛЯ НА
ОМСКОЙ ТЭЦ-5
Затраты на производство тепловой и электрической энергии на тепловых электростанциях зависят от многих факторов. Себестоимость производимой энергии характеризуется, не только техническим состоянием предприятия ее производящего, но и является базовой величиной для определения ее тарифов. Поэтому неэффективные, морально устаревшие технологии ведения производственных процессов, использования углей низкого качества приводят к высоким тарифам на вырабатываемую энергию. В настоящее время эти тарифы в каждом регионе России разные. Задача каждого предприятия вырабатывающего энергию искать пути снижения затрат на ее производство от своих энергоисточников, так как они оказывают большое влияние на стоимость промышленной продукции производимой в данном регионе.
Рассмотрим составляющие затрат тепловой электростанции при производстве тепловой и электрической энергии.
Годовые затраты на производство электрической и тепловой энергии,
тыс. р., могут быть представлены как сумма составляющих:
где С тт - затраты на топливо, включая транспортные расходы, тыс.р.; С в. м - затраты на воду и вспомогательные материалы, тыс.р.; С от ^ затраты на оплату труда, тыс.р.; С сн - затраты на социальные нужды, тыс.р.; С ш - затраты на амортизацию основных фондов, тыс.р.; С ироч - прочие затраты, тыс.р.
Затраты на топливо, тыс.р., состоят из затрат на оплату приобретаемого топлива (С т) и оплату железнодорожных услуг (С жт) по поставке топлива на ТЭЦ.
Затраты на приобретение топлива, тыс.р., определяются по формуле:
Сг = Ц т -Вн (13)
где Ц т - цена одной тонны натурального топлива, р./т;
В н - годовой расход натурального топлива на производство электроэнергии и тепла, р.
Если используются смеси топлива, то затраты на приобретение топлива, тыс.р., будут определяться по формуле:
С, = Цт 1 Вн"+ ЦТ ВІ"- + Ц т и, -В+.„ (1.4)
Годовой расход натурального топлива, т, складывается:
В„ = В НЭ +В НТ (1.5)
где В нэ - годовой расход натурального топлива на производство электроэнергии, р.;
В нл - годовой расход натурального топлива на производство теплоэнергии, р.
Согласно структуре составляющих себестоимости вырабатываемого тепла и электроэнергии на тепловых электростанциях топливная составляющая составляет 60-65% от всех затрат. В случае принятия мер по ее снижению достигается существенное снижение себестоимости, а следовательно, и снижение тарифа отпускаемого тепла и электроэнергии.
Перевод электростанций города Омска на сжигание кузнецкого угля позволяет снизить затраты на вырабатываемую электрическую и тепловую энергию в регионе и обеспечить их независимость от изменения курса рубля по отношению к доллару США.
Проведем анализ изменения затрат на сжигаемое топливо при использовании в топливном балансе ТЭЦ кузнецких углей.
480 руб. | 150 грн. | 7,5 долл. ", MOUSEOFF, FGCOLOR, "#FFFFCC",BGCOLOR, "#393939");" onMouseOut="return nd();"> Диссертация - 480 руб., доставка 10 минут , круглосуточно, без выходных и праздников
240 руб. | 75 грн. | 3,75 долл. ", MOUSEOFF, FGCOLOR, "#FFFFCC",BGCOLOR, "#393939");" onMouseOut="return nd();"> Автореферат - 240 руб., доставка 1-3 часа, с 10-19 (Московское время), кроме воскресенья
Гаак, Виктор Климентьевич. Пути реконструкции оборудования промышленной ТЭЦ при переводе на сжигание других видов топлива: На примере Омской ТЭЦ-5: Дис. ... канд. техн. наук: 05.14.04.-
Введение
1. Технико-экономическое моделирование необходимости замены экибастузского угля на омской ТЭЦ-5 12
1.1. Модель структуры ценообразования топлива, поставляемого на ТЭЦ и топливный баланс 13
1.2. Структура снижения эксплуатационных затрат при переходе на сжигание кузнецкого угля 16
2. Научный анализ энергетических свойств твердых топлив сибирского региона и возможности их сжигания на установленном оборудовании омской ТЭЦ-5 20
3. Обобщенный анализ результатов сжигания различных видов топлива на огневом стенде и определение критериев выбора нового топлива 37
3.1. Анализ шлакующих свойств кузнецких углей по их минеральной части38
3.2. Эксплуатационные свойства золы кузнецких углей и условия шлакования поверхностей нагрева котла 50
3.3. Результаты опытов по сжиганию кузнецких углей и их смесей с экибастузским 62
4. Реконструкция тракта топливоподачи ТЭЦ для возможности приема нового топлива 71
4.1. Исследование состояния склада топлива ТЭЦ и методы совместного хранения и складирования смесей экибастузского и кузнецкого углей 72
4.2. Анализ возможностей разгрузочных устройств, при выгрузке кузнецкого угля в зимний период 77
5. Пути реконструкции оборудования котельного отделения для возможности сжигания кузнецких углей и исследования результатов опытного сжигания их на котле БКЗ-420-140-5 79
5.1. Технические предложения по реконструкции оборудования для безопасного проведения опытов по сжиганию кузнецкого угля 79
5.2. Характеристика установленного оборудования 80
5.3. Программа проведения опытов 85
5.4. Анализ результатов испытаний пылесистем 87
5.5. Результаты балансовых опытов и их анализ 93
6. Исследования возможности сжигания березовских углей на котле БКЗ-420-140-5 И возможность перевода котла на сжигание угля в режиме ЦКС 110
6.1. Организация топливоподачи 111
6.2. Особенности схемы пылеприготовления 113
6.3. Организация топочного процесса 115
6.4. Исследование процесса работы поверхностей нагрева котла, при сжигании березовского угля 119
6.5. Техническая возможность перевода котла БКЗ-420-140-5 на работу в режиме циркулирующего кипящего слоя при сжигании березовского угля123
7. Реконструкция котлоагрегата для сжигания кузнецких углей с повышенной эффективностью работы котла 127
8. Исследования метода сжигания различных видов топлива на котельном агрегате, позволяющего снизить выбросы загрязняющих веществ в атмосферу 136
Основные результаты и выводы 149
Библиографический список 153
Введение к работе
Топливоснабжение многих электростанций Западной Сибири и Урала базируется на каменных углях марки СС Экибастузского угольного бассейна, отличающихся от других углей высоким содержанием золы и ее абразивностью, повышенной тугоплавкостью минеральной части, незначительной влажностью. По пожаровзрывоопасным характеристикам они приравнены к тощим углям и имеют пониженную опасность /1/.
В течение нескольких десятков лет требуемый объем и ритмичность поставок экибастузского угля полностью обеспечивал потребность электростанций, запроектированных на сжигание данного угля. Однако в последние годы ситуация резко ухудшилась, хотя по сравнению с 1990 г. объем потребления экибастузского угля крупными электростанциями Сибири и Урала сократился (Рефтинская и Троицкая ГРЭС были вынуждены работать в режимах с минимально допустимыми нагрузками из-за снижения электропотребления; Омские ТЭЦ-4,5 также работали на сниженных нагрузках из-за снижения электропотребления региона и теплопотребления нефтехимического комплекса Омской области). Бесперебойное обеспечение электростанций углем не обеспечивалось. Экибастузский угольный комплекс разделился на три отдельных акционерных предприятия, приобретенных иностранными владельцами, что усложнило работу по перспективному развитию комплекса и проведению вскрышных работ по разработке новых пластов угля.
Качество товарного угля не соответствует требованиям ГОСТ 8779-79 и отличается большой неоднородностью по зольности и теплоте сгорания /2/. По данным электростанций значение зольности угля колеблется от 38,3 до 42,8%, соответственно меняется и теплота сгорания топлива. Периодически производится отгрузка угля 2 группы, зольность, которого достигает 46,0-48,0%.
Экономическая реформа и переход к рыночной экономике предъявляют повышенные требования к эффективности работы электростанций и энергообъединений. Важнейшую роль в новых условиях играют вопросы стратегии развития энергосистем, связанные с техническим
перевооружением входящих в их состав тепловых электростанций.
Омская энергосистема имеет ряд особенностей, отличающих ее от других энергосистем России. Энергосистема АИСОмскэнерго" входит в объединенную энергетическую систему Сибири (ОЭЭС Сибири) и обеспечивает централизованное электроснабжение потребителей Омской области, а также теплоснабжение промышленных предприятий и жилищно-коммунального хозяйства г.Омска. Ведущими отраслями промышленности являются предприятия нефтехимического комплекса, машиностроения, металлообработки, строительной индустрии.
В составе объединения находятся пять теплоэлектроцентралей, две из которых (ТЭЦ-2 и ТЭЦ-6) работают в режиме производственно -отопительных котельных.
Суммарная установленная электрическая мощность ТЭЦ, входящих в АК «Омскэнерго», составляет 1665 Мвт, из которых 85% энергогенерирующих установок работают с начальным давлением пара 12,8 МПа, а остальные - 8,8 МПа.
Политика суверенизации и общий кризис экономики России резко обострил влияние специфических особенностей Омской энергосистемы на производственно-финансовый механизм ее функционирования и экономику области с рядом вытекающих из этого негативных последствий.
Основными факторами, обуславливающими необходимость скорейшей реконструкции энергообъектов АК «Омскэнерго», являются следующие.
мощности и производству электроэнергии с тенденцией роста этих
показателей. В настоящее время дефицит составляет соответственно
примерно 500 Мвт и 2,9 млрд.кВт.ч/год /3/. Доля сальдоперетоков из
соседних энергосистем по отношению к выработанной энергии достигла
39%.
Основная причина усилившейся зависимости по перетокам электроэнергии заключается в том, что на Омских ТЭЦ с 1987г. не было ввода новых и замещающих генерирующих мощностей. С 1989 по 1993г.г. демонтировано генерирующих мощностей на 175 Мвт.
2. Основными потребителями тепловой энергии являются:
промышленность - 46-50%; коммунально-бытовое хозяйство - 17-20%; сельское хозяйство, транспорт и строительная индустрия - примерно 10%; прочие отрасли - 20-24%.
Объем потребления промышленности с каждым годом падает из-за снижения объемов производства.
Доля электростанций в покрытии тепловых нагрузок составляет 68%, котельных - 26%. Наибольшее количество тепла отпускается с отработанным паром турбин до 76%.
3. Выработка 100% электроэнергии в энергообъединении производится
турбоагрегатами типа Р, ПТ и Т, характерная черта которых наличие
"привязанной" тепловой нагрузки. Подобный состав энергогенерирующего
оборудования приводит к сложностям при работе в переменной части
графика электрических и тепловых нагрузок: с одной стороны,
невозможность снижения электрической мощности в отопительный период; с
другой, - ограничение по нагрузке установленных электрических мощностей
из-за недостатка тепловых нагрузок.
4. Значительная часть основного энергооборудования выработала
моральный и физический ресурс или близка к их выработке. Практически
50% установленного оборудования введено в работу до 1976 года.
5. Экологическая обстановка в Омской области весьма
неблагоприятная. Сжигание низкосортных углей, сернистого мазута, наличие
устаревшего оборудования систем очистки газов и золошлакоудаления
усугубляет негативные тенденции в этой части.
Основным видом топлива ТЭЦ АК «Омскэнерго» является каменный уголь экибастузского (ТЭЦ-4, ТЭЦ-5) и кузнецкого (ТЭЦ-2) месторождений, составляющий в топливном балансе 60%, при этом доля экибастузского угля превышает 90% от всего потребляемого угля.
Омская область является регионом, не имеющим свого топливную базу.
Уголь (импортный для России), доставляемый железнодорожным транспортом, низкосортного качества, в тоже время становится самым дорогим видом топлива. Согласно договорам, заключенным на поставку угля в долларовом эквиваленте после кризиса августа 1998г., себестоимость продукции энергосистемы увеличилась более, чем в 2 раза. АК «Омскэнерго»
несет существенные убытки от перевозки на расстояние 800 км экибастузского угля с зольностью более 40%. Кроме того, ежегодно на золоотвалы ТЭЦ отправляется более 2,0 млн т золы, что требует значительных затрат на их строительство и отвод дополнительных земель.
Одним из путей уменьшения зависимости Омской энергосистемы от суверенного государства Казахстан является постепенный перевод котлов Омских ТЭЦ-4 и ТЭЦ-5 на сжигание углей российских месторождений.
В современных условиях проблема топливообеспечения возникла на многих тепловых электростанциях (ТЭС) России. Сегодня этим вопросом занимаются ТЭС Дальнего Востока, Сибири и ГРЭС федерального подчинения, такие как Рефтинская, Троицкая, Рязанская, Углегорская и др. Сжигание в котельных агрегатах углей с различными физико-химическими характеристиками всегда создает множество проблем. В связи с этим, особое внимание при сжигании непроектного топлива уделяется устойчивой работе систем пылеприготовления, условиям шлакования поверхностей нагрева котла и обеспечению оптимального режима работы котельного агрегата с поддержанием выходных параметров пара.
Большую работу в этом направлении совместно с персоналом электростанций проводят сотрудники УралВТИ, Сибтехэнерго, ВТИ, СибВТИ и др. В центральной и отраслевой печати постоянно ведутся обсуждения по решению многочисленных проблем возникающих при переходе на сжигание непроектного топлива, но в каждом случае всегда подход должен быть индивидуальным.
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность работы. Топливоо беспечение многих электростанций Западной Сибири и Урала не обеспечивает надежность работы целых регионов России из-за постоянных сбоев по поставке экибастузского угля электростанциям. Частые сбои в поставке топлива происходят из-за отсутствия системы расчета за полученную энергию потребителями с акционерными обществами энергетики деньгами и функционированием бартерных обменов в России. В этой ситуации энергосистемы, получающие
уголь их государства Казахстан и оплачивающих его поставку в долларовом эквиваленте, не могут обеспечить стабильную оплату деньгами. Оплата поставок угля товарами (бартер) зависит от политических и экономических взаимоотношений двух государств. Показателем такой проблемы, существующей в этих регионах, является кризис 17 августа 1998 года, когда стоимость угля в течение нескольких месяцев выросла в 2-гЗ раза, а тарифы на энергию остались на прежнем уровне.
В этом случае особую актуальность приобретает решение вопроса поиска альтернативных топлив для существующего оборудования электростанций данных регионов, сжигание которых не потребует огромных капитальных затрат на реконструкцию оборудования и обеспечат надежность работы электростанций согласно правилам технической эксплуатации электростанции.
Основными факторами, обуславливающими необходимость скорейшей реконструкции энергообъектов АК"Омскэнерго", являются следующие:
1. Энергосистема была и остается дефицитной по установленной
мощности и производству электроэнергии и зависит от перетоков
электроэнергии из других регионов России. В этом случае необходимы
повышенные требования к надежности работы собственного оборудования.
2. Электроэнергия вырабатывается на трех ТЭЦ, основными
потребителями тепла у которых является промышленность - 46-50%,
коммунально-бытовое хозяйство - 17-20%, сельское хозяйство, транспорт и
строительная индустрия -10%, прочие отрасли - 20-24%.
В этом случае производство электроэнергии энергосистемой зависит от потребителей тепла, т.к. промышленное потребление тепла в последнее время постоянно падает. В этой ситуации турбины типа "Р" и "ПТ" часто находятся в резерве, т.к. их работа зависит от тепловых нагрузок.
3. Значительная часть основного энергооборудования выработала свой
моральный и физический ресурс, а угли экибастузского бассейна обладают
повышенными абразивными свойствами и требуют частых замен
оборудования.
Отсюда со всей очевидностью возникает актуальность вопроса поиска
углей, замещающих экибастузский уголь на угли российских месторождений.
Цель работы . Основной целью диссертационной работы является: определение путей реконструкции ТЭЦ при переводе на сжигание других видов топлива.
В связи с тем, что котельные агрегаты, запроектированные на сжигание определенного угля, при переходе на сжигание углей с новыми физико-химическими характеристиками могут иметь ограничения по выходным параметрам перегретого пара, по скоростным характеристикам дымовых газов по тракту котла, по условиям шлакования топочной камеры и конвективных поверхностей нагрева, требуется проведение всестороннего анализа возможности использования новых видов топлива.
В данной работе проведено исследование возможности сжигания углей кузнецкого месторождения на установленном оборудовании Омской ТЭЦ-5 без значительных экономических затрат на реконструкцию оборудования.
При решении данного вопроса были поставлены следующие задачи:
определить экономическую эффективность использования российских углей для ТЭЦ г. Омска;
исследовать существующие угли Кузнецкого угольного бассейна, их запасы и объемы добычи в настоящее время и на перспективу;
провести анализ физико-химического состава углей и их шлакующих свойств;
провести анализ тракта топливоподачи на возможность приема, разгрузки, хранения различных видов кузнецкого угля и организации приготовления смесей из различных видов топлива;
исследовать результаты опытного сжигания различных видов угля на огневом стенде и котле БКЗ-420-140-5 для разработки рекомендаций по реконструкции оборудования с повышением его экономичности.
Методика исследования. В основу работы положены теоретические и экспериментальные исследования. При анализе процесса горения топлива использован нормативный метод теплового баланса котла. Экспериментальные исследования опытного сжигания новых видов топлива проведены на действующем оборудовании.
Научная новизна работы заключается в следующем:
построена технико-экономическая модель эффективности использования кузнецких углей;
по результатам опытного сжигания нового топлива на огневом стенде и на котле БКЗ-420 научно обоснована возможность сжигания кузнецких углей на оборудование запроектированном для использования экибастузского угля;
выполнены научно-технические разработки по изменению конструкции хвостовых поверхностей нагрева котла для повышения эффективности его работы;
выполнен анализ теплового процесса и разработаны рекомендации по изменению конструкции котла при переводе его на сжигание березовского угля;
Практическая ценность и реализация результатов работы. На
основе теоретических и экспериментальных исследований выполненных с участием автора разработаны и доведены до внедрения технические мероприятия по реконструкции существующего оборудования для возможности приема, складирования и сжигания кузнецких углей марки СС на Омских ТЭЦ-4,5.
Опробована схема складирования и смешения кузнецких углей на угольном складе ТЭЦ.
Разработаны мероприятия по подготовке котельного агрегата и вспомогательного оборудования для опытного сжигания кузнецких углей и их смесей с экибастузским углем.
Разработана и выполнена реконструкция хвостовых поверхностей нагрева котельного агрегата с установкой низкотемпературного экономайзера, позволившая повысить КПД котла БКЗ-420-140-5 на 2,0%.
Исследован новый способ сжигания топлива на котельном агрегате, позволяющий снизить выбросы вредных веществ в атмосферу.
Внедренные результаты исследования данной работы позволили Омской энергосистеме проводить гибкую политику по обеспечению топливом ТЭЦ-4,5 в последние годы.
Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на научно-техническом совете предприятия ОАО «Сибтехэнерго» (г.Новосибирск, 1999), на научно-техническом совете теплоэнергетического
факультета ОМГУПС (г.Омск, 1999), на техническом совете АК"Омскэнерго" (г.Омск, 1999), на техническом совете ЗСФ «ВНИПИЭнергопром» (г.Омск, 1999), на IV Международном научно-техническом семинаре «Энергосбережение в регионе: проблемы и перспективы» (г.Омск, 1999), на техническом совещании по реконструкции котельных агрегатов АО «Сибирьэнерго» (г.Красноярск, 1997).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 6 печатных работ, в том числе 3 в центральных изданиях.
Структура и объем. Работа состоит из введения, 8 глав, выводов и предложений, библиографического списка из 54 наименований и приложение. Работа изложена на 158 страницах машинописного текста, содержит 28 рисунков и 46 таблиц.
Достоверность научных положений и выводов обоснована теоретически и подтверждена результатами экспериментальных исследований выполненных на действующем оборудовании Омской ТЭЦ-5. Контроль за работой оборудования осуществлялся при помощи установленных контрольно-измерительных приборов определенных проектом и имеющий класс точности 1.5, а также для контроля за состоянием поверхностей нагрева котла, шлакованием труб применялись специальные зонды конструкции УралВТИ, измерительные мосты и пирометры.
Для контроля расходов воздуха, газов и аэросмеси использовались лабораторные приборы и тарировочные сита.
Для замеров выбросов вредных веществ в атмосферу использовались газоанализаторы типа IMR-3000P, TESTO-33, ГХП-100.
1. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ НЕОБХОДИМОСТИ ЗАМЕНЫ ЭКИБАСТУЗСКОГО УГЛЯ НА
ОМСКОЙ ТЭЦ-5
Затраты на производство тепловой и электрической энергии на тепловых электростанциях зависят от многих факторов. Себестоимость производимой энергии характеризуется, не только техническим состоянием предприятия ее производящего, но и является базовой величиной для определения ее тарифов. Поэтому неэффективные, морально устаревшие технологии ведения производственных процессов, использования углей низкого качества приводят к высоким тарифам на вырабатываемую энергию. В настоящее время эти тарифы в каждом регионе России разные. Задача каждого предприятия вырабатывающего энергию искать пути снижения затрат на ее производство от своих энергоисточников, так как они оказывают большое влияние на стоимость промышленной продукции производимой в данном регионе.
Рассмотрим составляющие затрат тепловой электростанции при производстве тепловой и электрической энергии.
Годовые затраты на производство электрической и тепловой энергии,
тыс. р., могут быть представлены как сумма составляющих:
где С тт - затраты на топливо, включая транспортные расходы, тыс.р.; С в. м - затраты на воду и вспомогательные материалы, тыс.р.; С от ^ затраты на оплату труда, тыс.р.; С сн - затраты на социальные нужды, тыс.р.; С ш - затраты на амортизацию основных фондов, тыс.р.; С ироч - прочие затраты, тыс.р.
Затраты на топливо, тыс.р., состоят из затрат на оплату приобретаемого топлива (С т) и оплату железнодорожных услуг (С жт) по поставке топлива на ТЭЦ.
Затраты на приобретение топлива, тыс.р., определяются по формуле:
Сг = Ц т -Вн (13)
где Ц т - цена одной тонны натурального топлива, р./т;
В н - годовой расход натурального топлива на производство электроэнергии и тепла, р.
Если используются смеси топлива, то затраты на приобретение топлива, тыс.р., будут определяться по формуле:
С, = Цт 1 Вн"+ ЦТ ВІ"- + Ц т и, -В+.„ (1.4)
Годовой расход натурального топлива, т, складывается:
В„ = В НЭ +В НТ (1.5)
где В нэ - годовой расход натурального топлива на производство электроэнергии, р.;
В нл - годовой расход натурального топлива на производство теплоэнергии, р.
Согласно структуре составляющих себестоимости вырабатываемого тепла и электроэнергии на тепловых электростанциях топливная составляющая составляет 60-65% от всех затрат. В случае принятия мер по ее снижению достигается существенное снижение себестоимости, а следовательно, и снижение тарифа отпускаемого тепла и электроэнергии.
Перевод электростанций города Омска на сжигание кузнецкого угля позволяет снизить затраты на вырабатываемую электрическую и тепловую энергию в регионе и обеспечить их независимость от изменения курса рубля по отношению к доллару США.
Проведем анализ изменения затрат на сжигаемое топливо при использовании в топливном балансе ТЭЦ кузнецких углей.
Структура снижения эксплуатационных затрат при переходе на сжигание кузнецкого угля
Выбор углей для сжигания на Омской ТЭЦ-5 рассматривается с различных точек зрения: возможность сжигания других марок топлива; надежность работы котельного агрегата на новом топливе; безопасность обслуживания существующего тракта топливоподачи при использовании данного топлива; эффективность очистки дымовых газов существующей системой газоочистных сооружений. При решении данного вопроса рассматриваются ближайшие регионы по обеспечению углем теплоисточников Омской энергосистемы: Кузнецкий, Канско-Ачинский, Хакасский угольные бассейны. Кузнецкий угольный бассейн - одна из основных топливных баз России, где к настоящему времени разведаны и пригодны для промышленного освоения угли энергетических марок в количестве 13 млрд т. Максимальная добыча энергетических углей достигнута в 1988-1989 г.г. - 89,1 млн т при общей добычи всех марок 153,8 млн т, в последующие годы в силу известных причин добыча углей снизилась. В качестве энергетического топлива на ТЭС поставляются угли, которые по каким-либо признакам не находят применения для технологических целей (пониженная коксующая способность марки Г, отсутствие коксующей способности марок Д, СС, Т) или не соответствуют требованиям промышленных технологических процессов по другим показателям (окисленность, содержание золы). Перед нами стоит задача - сделать выбор наиболее приемлемых углей Кузнецкого угольного бассейна, сжигание которых не потребует больших затрат на перевод оборудования ТЭЦ для надежного и экономичного использования нового вида топлива. Количественные соотношения отдельных марок в последние годы находились в пределах: поставка угля марки Д составляла 9,2 - 11,2%, марки Г - 18,3 - 24,9%, марки СС - 14,4 - 21,7%, марки Т - 26,2 - 37,0%, промпродукта - 14,9 - 16,0% и шлама- 1,5 - 2,8%/6/. Отличительной особенностью углей открытой добычи (разрезов) является их разная степень окисленности. Согласно ГОСТ 10020-88 окисленные каменные угли Кузнецкого бассейна подразделяются на две группы в зависимости от величины относительного уменьшения высшей теплоты сгорания на сухое беззольное состояние топлива. К первой группе относится топливо с относительным уменьшением QH до 10%, к второй - от 10 до 25%. В зависимости от группы по степени окисленности уголь обозначается OKI или ОКИ. Например, обозначение слабоспекающегося угля марки СС группы 2СС и первой группы окисленности - СС(2СС)ОК1. Основная масса кузнецких энергетических углей отгружается на тепловые электростанции в рядовом виде (размер кусков 0-200 для шахт и 0-300 для разрезов), а промпродукты сортировки отгружаются главным образом классов СШ и МСШ (0-13 и 0-25 мм). Кузнецкие энергетические угли имеют относительно высокое качество и успешно сжигаются на ТЭС не только в близлежащих регионах, но и в Европейской части страны. Однако, сжигание этих углей на ТЭС может вызывать значительные трудности, особенно на неприспособленном для этого оборудовании, из-за значительных колебаний физико-химических и теплотехнических свойств и специфики углей некоторых месторождений. В аспекте замены экибастузского угля кузнецкие угли большинства месторождений по ряду показателей имеют характеристики существенно отливающиеся от таковых для экибастузского. Подчеркиваем еще раз, что в отличие от низкосортного экибастузского угля основная сложность организации использования кузнецких энергетических углей обусловлена нестабильностью их состава и свойств. Проведем анализ проблем возникающих при использовании кузнецкого угля. 1. Большое количество поставщиков угля. Кузнецкий уголь добывается более, чем 80 угледобывающими предприятиями на большой площади бассейна (26,7 тыс.км, 350x110 км), которые разрабатывают угленосные пласты, приуроченные к различным геологическим системам, сериям и свитам. Основные промышленные свиты бассейна: Балахонская и Кольчугинская имеют различный географический состав и разную степень углефикации. Угли Балахонской серии имеют повышенное содержание инертинита 30-40% (в Кольчугинской серии 8-18%) при более низком но сравнению с углями Кольчугинской серии содержании витринита (40-60% и 70-90% соответственно), что в целом определяет их более низкие реакционные и размольные свойства. По стратиграфическим и тектоническим признакам в бассейне выделяется 21 угленосный район. Перечень действующих разрезов, которые ведут добычу углей в том или ином угленосном районе, приведен в табл.2.2. Представления о мощности разрезов в марочном составе добываемых углей дает табл.2.3. На конкретные электростанции уголь обычно поступает с нескольких угледобывающих предприятий. 2. Различие стадий метармофизма (углефикации). По стадиям углефикации кузнецких углей прослеживается весь ряд от бурых до тощих и антрацитов. Углефикация повышается к центральной части бассейна с возрастанием мощности перекрывающих пород. По мере приближения к окраинам бассейна располагаются менее углефицировапные угли до длиннопламенных включительно. Наряду с региональным метаморфизмом, в бассейне проявляется контактовый (локальный), наиболее четко выраженный на юго-востоке Кузбасса (Томь-Усинский, Мрасский угленосные районы), где вблизи изверженных пород угли изменены до тощих и антрацитов.
В настоящее время для покрытия дефицита экибастузского угля имеются резервы углей марок 2СС и Т Сибиргинского, Томь-Усинского, Краснобродского и при увеличении объемов добычи Бачатского, Кедровского угольных разрезов. К использованию этих углей взамен экибастузского необходимо подходить с большой осторожностью вследствие их низких и переменных, в широком диапазоне, реакционных свойств, хотя по формальным общепринятым признакам эти угли одни из наиболее благоприятных для замены экибастузского. Такие свойства углей этих разрезов связаны, по нашему мнению, прежде всего с контактовым обуглероживанием части из них. Определенную роль может играть их окисленность. Отметим, что в основном в силу низкой реакционной способности углей этого угленосного района котлы ПК-40 Томь-Усинской ГРЭС в свое время были реконструированы на жидкое шлакоудаление. Не были достигнуты достаточно хорошие показатели устойчивости и экономичности сжигания этих углей позже при применении регулируемых вихревых (ТП-81) и плоскофакельных (ТП-109) горелок. В Кузбассэнерго отмечено ухудшение горения при поставке рассматриваемых углей взамен тощих шахтной добычи. Поэтому возможность использования углей этого района в котлах БКЗ-420 «Омскэнерго» требует экспериментальной проверки в промышленных условиях при предварительной подготовке оборудования (прежде всего в части возможности глубокого утонения помола топлива).
Эксплуатационные свойства золы кузнецких углей и условия шлакования поверхностей нагрева котла
В науке разработано несколько десятков эмпирических показателей для оценки шлакующих и загрязняющих свойств углей на базе сведений в объеме справочного материала. В настоящее время разработана методика и компьютерная программа расчета шлакующих и загрязняющих свойств углей по широко доступным данным 151. Методика и программа также позволяет выполнять анализ с привлечением результатов исследований минеральной части.
Разработка выполнена на основании исследований, определяющих факторов и механизмов формирования отложений различных типов: экспериментального изучения шлакующих свойств широкого круга разнообразных углей на котлах, огневом стенде в лабораторных условиях и на базе анализа ситуации по шлакованию практически всех отечественных котлов, сжигающих широкую гамму углей.
При оценке шлакующих свойств углей обращается внимание на следующие основные требования: 1. На поверхностях нагрева по тракту котла образуются отложения различных типов, которые формируются по отличающимся механизмам из разной по совокупности частиц летучей золы. В зависимости от температурной зоны определяющими факторами шлаковых отложений являются их разные характеристики: прочность отложений для полурадиационных поверхностей нагрева, температура начала шлакования для конвективных поверхностей. 2. Согласно исследованиям механизма образования отложений они могут образовываться по разным механизмам из отличающихся частиц, роль каждого из них может меняться в зависимости от состава угля, температурной зоны котла и режима работы. Поэтому при окончательном определении свойств шлакования все полученные результаты суммируются. 3. По возможности, показатель, характеризующий те или иные отложения, оценивается по разным исходным данным и его усредненное значение определяется суммированием частных показателей с удельным весом, пропорциональным значимости их статистической оценки. 4. Для вывода прогнозирующих показателей использованы результаты исследований шлакующих свойств и большого количества углей, отличающимися по составу и свойствам добываемых партий. При определении свойств учитываются: химический состав минеральной части; элементный состав органической части или данные о содержании серы; технические данные (влажность, зольность, теплота сгорания); сведения о котельных агрегатах.
Для возможности перевода котла БКЗ-420-140-5 Омской ТЭЦ-5 на сжигание углей проведены исследования шлакующих свойств опытных партий хакасского, экибастузского и кузнецкого (марки СС) углей, а также смесей экибастузского и кузнецких углей.
Экибастузский уголь - наименее шлакующий из углей, сжигаемых на отечественных ТЭС, и при его замене любым другим углем, в первую очередь, должны анализироваться вопросы шлакования и загрязнения. Кузнецкие угли в своем большинстве, прежде всего из-за низкой склонности к образованию первичных отложений, также не обладают высокими шлакующими свойствами. Однако, для котлов специально спроектированных на экибастузский уголь по показателям шлакующих свойств для некоторых поверхностей нагрева кузнецкие угли могут оказаться неприемлемыми или привести к ограничениям паропроизводительности и трудностям в эксплуатации. Кроме того, отметим еще раз особенность минеральной части кузнецких углей не характерную для экибастузского, которая заключается в значительной переменности состава и свойств минеральной части не только для углей разных угледобывающих предприятий, но и в пределах одного разреза, месторождения.
Усредненный химический состав минеральной части по разрезам и перспективным месторождениям приведены в табл.2.5. Какой-либо закономерности от марки угля не прослеживается. Зависимости от зольности выражены слабо и состав золы в большей мере определяется местом и условиями добычи. Более выражено влияние окисленности угля. В окисленных углях за счет обмена функциональных групп гуминовых кислот с катионами солей грунтовых вод в большинстве случаев возрастает содержание СаО. Так, в сильно окисленных углях Байдаевского разреза (марка Г) содержание СаО достигает 28%, тогда как при содержании СаО в неокисленном угле - 3%.
По исследованиям лаборатории обеспечения бесшлакочных режимов УралВТИ минералогический состав минеральной части кузнецких углей в качественном отношении одинаковый для углей разных марок, группы окисленности, зольности. Он представлен кварцем (SiOj), глинистыми минералами, плагиоклазами (альбит NaAISisOg и твердые растворы на его основе), карбонатами (СаСОз - кальцит, СаМ(СОз)г - доломит, РеСОз -сидерит), пиритом (FeS2). Глинистые минералы присутствуют в виде смеси в разной пропорции каолинита (ALtSUCOH) и глин монтмориллонитовой группы, близких по составу к (АГ, Ті, Fe)2 Аю,б8 Sij,32 Ою ОНю- Наличие глинистых минералов группы монтмориллонита является еще одним из факторов, обуславливающим переменность состава минеральной части и его слабую зависимость от зольности, поскольку в формировании разновидностей монтмориллонита сложного состава могут участвовать разнообразные ионы.
Железо в минеральной части кузнецких углей представлено сидеритом и пиритом. На присутствие пирита, основного минерала определяющего образование прочных первичных железистых отложений, указывают не только результаты рентгено-фазового анализа части проб, но косвенно и присутствие около половины серы в пиритной форме и взаимосвязь содержания железа и серы для некоторых из рассматриваемых углей. Такая взаимосвязь отмечается для углей Красногорского, Краснобродского, Междуреченского, Кедровского, Томусинского разрезов, разреза им.Вахрушева; для остальных рассматриваемых разрезов связь отсутствует. Однако, основным железосодержащим минералом в кузнецких углях является сидерит при его высокой дисперсности в составе угля.
Исследование состояния склада топлива ТЭЦ и методы совместного хранения и складирования смесей экибастузского и кузнецкого углей
Под шлакующими свойствами золы угля понимается комплекс показателей, характеризующих процессы образования различных типов золовых отложений.
Наиболее объективное представление о шлакующих свойствах углей достигается в промышленных опытах, где определяются температура начала фактического шлакования (Цт - температура неохлаждаемого зонда при начале образования шлаковых отложений, &фш - температура газов в месте расположения неохлаждаемого зонда при условии начала шлакования); интенсивность шлакования (образования шлаковых отложений); прочность свойств шлаковых отложений; склонность угля к образованию селективных (обогащенных железом, кальцием, щелочами) отложений. В дополнении к промышленным опытам в лабораторных условиях изучается: химический, фазовый состав минеральной части угля, уноса, шлака, отложений; спекание золошлаковых материалов. При необходимости выполняются другие физико-химические исследования состава, структуры и свойств углезоло-шлаковых материалов.
Опыты на котле и лабораторные исследования проводились по отработанным методикам УралВТИ. На котле с помощью неохлаждаемых зондов, устанавливаемых на 20-30 мин. в газоход котла через существующие лючки на глубину 2,0-2,5 м определялись температурные условия образования отложений. После извлечения зонда фиксировалось наличие или отсутствие отложений на его рабочем конце, отбирались пробы. Интенсивность шлакования (гДґс), оценивалась по формуле:
Для измерения температуры газов (tr) использовался охлаждаемый зонд с отсосной термопарой, оснащенной тройным мультиэкраном. С помощью неохлаждаемых зондов также отбирались пробы отложений для последующей оценки их прочностных свойств. Из охлажденных отложений вырезались образцы кубической формы, которые подвергались соосному сжатию на гидравлическом прессе с целью определения разрушающего усилия с последующим расчетом прочности отложений (а0тл) При построении зависимостей gora = f (Із, ti) для сопоставления результатов измерений, использовались приведенные значения интенсивности шлакования (gnp0TJi, г/м2с):
Измерения с помощью зондов проводились в верхней части через существующие лючки. При этом следует отметить, что для получения наиболее полной информации о показателях шлакующих свойств золы, количество лючков должно обеспечивать возможность измерений в максимально широком диапазоне температур газов (например, 900 - 1400С) при одном режиме работы котла. К сожалению, на котле имелось всего два пригодных для измерений лючка по топке и четыре перед "горячей" ступенью пароперегревателя. Это обстоятельство потребовало проведения большого количества измерений и более частого изменения нагрузки котла.
Результаты опытов по определению показателей шлакующих свойств золы исследованных углей представлены в табл. 3.5. Зависимость интенсивности шлакования (g ora) от температуры газов (Oi) приведена на рис.3.1., зависимость коэффициента шлакования г от &i на рис.3.1а. Из представленных результатов следует, что экибастузский уголь имеет температуру начала фактического шлакования (цш) - 1140 - 1160С, уголь разреза Бачатский - 1155 - 1175С, уголь разреза Черниговский - 1130С
При температуре газов, соответствующих выходу из топки (1240С при D да DHOM) интенсивность шлакования исследуемых углей низкая и сопоставима между собой (рис.3.1). Обращает на себя внимание расхождение расчетных и экспериментальных значений температур начала шлакования для кузнецких углей (табл.3.4.). Экспериментальные значения Цш для кузнецких углей выше расчетных на 60-130С.
Проанализируем факторы, которые могли бы оказать влияние на условия начала шлакования, определенные в опытах. Из режимных параметров отметим, что тонкость помола угля в опытах практически не изменялась и мало отличалась от таковой для экибастузского угля, а избыток воздуха практически не оказывает влияния на температуру шлакования 111.
В опытах дополнительно проверено влияние избытка воздуха системы пылеприготовления (а п/п). Подтверждено, что изменения а п/п в диапазоне 1,21-1,45 практически не влияют на интенсивность шлакования и Цш.
Для некоторых углей на Цш влияет перераспределение состава золы между шлаком и уносом. В данном случае отмечено незначительное обогащение уноса кислыми компонентами L Куноса /2 К30Лы угля = 1,02-1,03 для бачатского угля; 1,02 - 1,07 для черниговского (для экибастузского L К носа /S Кзолы угля =1,02-1,04) и соответствующее обеднение уноса основными компонентами L Оуноса / Ошпл уіЛЯ =0,89 - 0,92 для бачатского; 0,82 - 0,96 черниговского углей (для экибастузского Е Оуноса /2 О30лы угля =0,9 - 0,92).
Исследование процесса работы поверхностей нагрева котла, при сжигании березовского угля
Таким образом, проведенные исследования показали, что шлакующие свойства опытных углей, при имевшем место в опытах повышенном механическом недожоге, благоприятны и в целом соответствуют "нешлакующим" углям типа экибастузского. Вместе с тем, основная цель исследований заключается не столько в определении шлакующих свойств непроектных углей, сколько в установлении допустимости шлакующих свойств этих углей конкретной конструкции котла при существующих условиях эксплуатации.
В связи с этим, во время опытов выполнялись систематические наблюдения за состоянием доступных осмотру поверхностей нагрева ширм и конвективного пароперегревателя. Наблюдениями не зарегистрировано случаев образования шлаковых отложений (очагов шлакования) на поверхности труб в верхней части ширм и Ш ст. пароперегревателя. Аварийных ситуаций, связанных со шлакованием топки, таких как скопление отложений на экранах, падение крупных кусков отложений в холодную воронку, перекрытия устья холодной воронки и т.п. в период опытного сжигания не наблюдалось. На это убедительно указывают результаты осмотра остановленного котла: на вертикальных экранах топки выше пояса горелок, имеются незначительные по площади локальные участки со следами шлаковых отложений на плавниках; поверхность плавников наклонного ската пережима напротив на 70-80% покрыта шлаковыми отложениями толщиной до 50 мм. На отсутствие прогрессирующего шлакования топочной камеры при сжигании кузнецких углей указывает также тот факт, что не удалось обнаружить в холодной воронке во время останова котла и в опытах (за шнековыми транспортерами) фрагментов шлаковых отложений размерами больше, чем примерно 150x200x50мм. Обнаруженные единичные фрагменты таких размеров, как правило, не имели следов от экранных труб. По внешнему виду отложения представляли хорошо спеченную, в ряде случаев проплавленную массу, в то же время проплавленные стекловидные фрагменты отложений практически отсутствовали. Это указывает на то, что на экранах топки не образуется сплошного, перекрывающего значительные площади, шлакового покрытия и температуры вблизи экранов не были столь высоки, чтобы обеспечить жидкотекучее состояние отложений.
Бесшлаковочная работа топки котла подтверждается тем, что допустимые по условиям шлакования топочной камеры теплонапряжения qp, чи, рассчитанные по показателям шлакующих свойств в соответствии с /8/ соответствует проектным (табл.3.10). Осмотры ширмового пароперегревателя показали, что его шлакование не усилилось по сравнению с работой котла на экибастузском утле. Таким образом, результаты проведенных исследований показали, что при сжигании опытных партий кузнецких углей разрезов Бачатский и Черниговский ограничения в работе котла, связанные со шлакованием поверхностей нагрева, отсутствуют. Стремление повысить экономичность сжигания кузнецких углей марок СС за счет более эффективной организации выжига топлива, например, при утонении помола угля, может привести к усилению шлакования верхней части топки и конвективного пароперегревателя. Этот вывод базируется на сильном влиянии недожога на шлакующие свойства золы. Снижение СГ}ЭД приводит к снижению іфШ, росту прочности и интенсивности образования шлаковых отложений. Вместе с тем, данные УралВТИ, полученные ранее при сжигании экибастузского и кузнецкого углей марки СС, образующих на поверхностях нагрева рыхлые первичные отложения, указывают, что утонение пыли приводит к росту $"т из-за интенсификации роста рыхлых первичных отложений на экранах топки. В табл. 3.8. представлены данные расчета &"т (без учета фактора недожога) по прочности при спекании золы в соответствии с рекомендациями /8/, там же даны сведения о фактической температуре газов в опытах, замеренной отсосным пирометром на выходе из топки. Вопрос заключается в том, на сколько снизится $"г и снизится ли вообще (с учетом приведенных выше соображений) при достижении благоприятных, например, как для экибастузского угля, значений недожога в уносе. При этом $"т по условиям шлакования ширм не должна превышать допустимых значений (табл.3.8). По условиям шлакования конвективного пароперегревателя, средняя температура газов перед ним должна быть не выше 1000С, 1020С (без учета температурной разверки по газоходу) /8/ соответственно для углей разрезов Бачатский и Черниговский. Суммируя изложенные экспериментальные и расчетные данные, можно сделать следующие заключения: при имевших место в опытах повышенных недожогах, шлакующие свойства опытных партий кузнецких углей близки к свойствам экибастузского угля (ограничений в работе котла по условиям шлакования при их сжигании не наблюдалось); окисленные угли рассматриваемых разрезов по имеющимся данным содержат на 6,7 - 22% больше СаО и, соответственно, допустимые результаты температуры на выходе из топки на 130-150 С ниже (сжигание таких углей не рекомендуется, как и не следует также без предварительного опробования сжигать другие марки кузнецких углей); в силу близости шлакующих свойств углей экибастузского и Бачатского разрезов могут сжигаться в смеси в любой пропорции, а также в чистом виде; при прогнозировании ситуации по шлакованию ширм и конвективного пароперегревателя при внедрении мероприятий по снижению величины механического недожога на кузнецких углях, неопределенность связана с отсутствием достоверных сведений о знаке и величине изменения температуры на выходе из топки. По расчетам АО «Сибтехэнерго» и АО «Сибэнергомаш», температура газов на выходе из топки снижается существенно и полностью перекрывает имеющее при этом ухудшение шлакующих свойств золы. Реальное изменение температуры оценено экспериментально и значительных отклонений не отмечено, однако это может касаться лишь уровня ограничений максимальной нагрузки, а не принципиальной возможности замены экибастузского угля на опробованные марки кузнецких или сжигание их в смеси с экибастузским.
Общественные активисты призывают перевести омскую энергосистему с угля на газ и навсегда избавиться от «черного снега». Во что это обойдется жителям области и когда в Омске построят ТЭЦ-6, «БК» рассказал Виктор Гаак, гендиректор омского филиала ТГК-11.
– Виктор Климентьевич, в прошлом номере «БК» Сергей Мизя выступил с репликой, в которой обвиняет ТГК-11 в нежелании переводить омские ТЭЦ на более экологичное газовое топливо. Прокомментируйте, пожалуйста, его заявление.
– В этой статье меня назвали ученым и предложили заниматься только наукой. Я очень рад такому определению, но профессионально формировался я не в научных аудиториях. В 1979 году я попал на ТЭЦ-5 по распределению, на ней был тогда один фундамент. Мне посчастливилось заниматься ее строительством. Через полтора года после института я стал замначальника котельного цеха, и каждый год мы запускали по одному котлоагрегату. Я далеко не кабинетный теоретик. Поэтому никогда не позволил бы себе выходить за рамки вопросов, в которых компетентен. Сегодня все могут безнаказанно выходить в публичное пространство – тот же интернет, и это порождает безответственность. А страдает правда.
Давайте посчитаем. ТЭЦ-3, которая работает на газе, на сегодняшний день, к сожалению, убыточна. Цены на газ очень высокие, в расчете на 1 Гкал он, получается, почти вдвое дороже угля. ТЭЦ генерирует не только тепло, но и электроэнергию, а цена на нее сегодня не регулируется: энергия продается на рынке. Соответственно, если электроэнергия дорогая, потребитель найдет более дешевую. Газовые ТЭЦ в нашем регионе проигрывают по цене гидростанциям и угольным станциям. Но мы вынуждены вырабатывать электроэнергию – этого требует законодательство, а нагрузку задает системный оператор, который следит за энергобезопасностью региона. И поэтому ТЭЦ-3 убыточна, в отличие от ТЭЦ-5, которая это компенсирует и закрывает общий баланс. – Если перевести ТЭЦ-5 на газ, то сколько это будет стоить и как скажется на тарифе?
– Учитывая, что топливная составляющая – это около 60% тарифа, тариф только за счет этого поднимется сразу на 20-30%. А само переоборудование обойдется примерно в 50 млрд рублей. Блок ПГУ на 85 мегаватт на ТЭЦ-3 стоил 6 миллиардов. А мощность ТЭЦ-5 695 мегаватт. Вот и посчитайте – это в восемь раз дороже. Кстати, за год-два этого не сделать, в год можно делать один котел, а на ТЭЦ-5 их девять. На ТЭЦ-4 мы перевели один котел на сжигание газа, это заняло 8 месяцев. Летом мы переводим его на газ (оборудование на газе работает надежнее), и по продаже электроэнергии ТЭЦ-4 получает убыток. Кроме того, ежегодно газ дорожает примерно на 15%, в то время как уголь – на 5-6%. Скажу как энергетик: на газе работать легче. С удовольствием бы так и работал – меньше аварийность, меньше проблем, меньше хлопот с золоотвалом. Но я прагматик и приучен считать деньги. Когда президент говорит о сдерживании тарифов, он напоминает – сколько бы мы ни поднимали, если население не может платить, оно платить не будет. Вот вы хоть раз были в «Миллениуме» (торговый центр премиум-класса – прим. ред.)? Цены видели? – Смотрела.
– Вот, смотрели. А что ж не купили ничего? (Смеется.) Это магазин для небольшой категории людей. Мы работаем для всего населения и не можем играть с ценами. – То есть единственная причина в том, что ТЭЦ не переводят на газ, – экономическая?
– Не только. Вторая причина – энергобезопасность. Вот есть две бумаги (показывает документы – заключение Минэкономики России о переводе омских ТЭЦ на газ от 1992 и 1993 года. В одном говорится, что при переходе на газ для ТЭЦ-4, 5 основным топливом должен оставаться уголь для бесперебойного энергоснабжения, особенно в период похолодания, когда расход газа на коммунально-бытовые нужды увеличивается. Во втором – что при существующих темпах развития сетей «Газпрома» достигнуть нужных объемов поставки газа на нужды ТЭЦ совершенно нереально (подчеркнуто – прим. ред.). – А каких объемов топлива потребует ТЭЦ-5?
– Сегодня ТЭЦ-5 – это базовая станция, она дает тепло более 400 тыс. жителей Омска, вырабатывает 55% электроэнергии и по экономике содержит омскую энергосистему. Сегодня на ней сжигается до 12 тыс. тонн угля в сутки. Газа для ТЭЦ-4, ТЭЦ-5 нужно будет обеспечить 6 млрд кубов. Трубопровод столько не пропустит. Кроме того, для газа мы должны будем иметь около 30-40 тыс. тонн мазута в качестве резервного топлива. Его в Омской области может не оказаться – нефтезавод делает глубокую переработку, мазута не оставляет. А цена его колеблется от 8 до 14 тысяч, это дороже газа. И обратите внимание, РЭК устанавливает тариф для мазутных станций – 2000 рублей за 1 Гкал. А у нас – 900 рублей. Если город будет питаться от одной газовой трубы, без резервирования, в случае чрезвычайной ситуации мы все останемся без тепла. – Главный аргумент сторонников перевода на газ – забота об экологии. Что для этого делается в ТГК-11?
– Когда строилась ТЭЦ-5, я сам писал документы о том, что с пуском каждого блока закрывалось по 40 котельных, а они работали вообще без фильтров. Всего их закрылось больше двух сотен. Каждый год мы тратим 400-700 миллионов на экологию, примерно 2/3 затрат по амортизации – это именно экологические мероприятия. И еще. Когда вы смотрите на трубу, при одной температуре и освещении дым кажется серым, при другой – белым. Вот рядом с трубами стоят градирни, они выпускают пар. И пар на фото черный – такого не бывает. Ведь это обычная вода! – А что именно делается на эти деньги?
– Основной уловитель золы – это электрофильтр. Последние несколько лет мы ежегодно делаем по электрофильтру – меняем «начинку». Срок службы электрофильтра 13 лет. Больше чем по 10-11 лет они у нас не служат, мы не доходим до исчерпания ресурса их надежности. Ищем разные способы. В начале 2000-х поставили два французских фильтра, потом выяснилось, что температурный режим у нас зимой не французский. Так что мы доработали их, меняли узлы. Совместно с ОмГТУ разработали систему гашения дуги, которая дала 0,2-0,3% повышения КПД – это выше проектного. Рассматриваем новую технологию – установку рукавных фильтров. Это своеобразные «мешки», через которые выбросы проходят после электрофильтров, которые задерживают основную золу. Пока не знаем, смогут ли они работать на наших объемах и запыленности.
В этом году мы вкладываем в электрофильтры более 300 млн рублей. Полностью будут заменены фильтры №1 и №8 ТЭЦ-5, а также фильтр №8 ТЭЦ-4. – Вы знакомы с омским предпринимателем Андреем Ченцовым? Его НПО разработало технологию, которая позволяет выделять из промышленных выбросов полезные фракции, которые можно использовать в промышленности, тепло, которое сейчас расходуется в атмосферу (см. «БК» № 46 (522) от 27.11.2013). По его словам, цена установки этого оборудования на все котлы всего 180 миллионов.
– Я слышал о нем. Звучит красиво, но если рассмотрите подробнее, увидите вот что. Во-первых, он предлагает КПД 95%, это ниже, чем у нас сейчас (98,5-99,3%). Во-вторых, у него установка всего на 45 литров. А у нас объем газов 430 тыс. куб. м. Третье. Если я его установку, допустим, поставлю, а она не подойдет? Станция будет вынуждена недовырабатывать электроэнергию и тепло. Вас это устроит? Когда на ТЭЦ-3 мы планировали пускать ПГУ, один отечественный производитель предложил запускать здесь их турбины. Сказали так: вам нужно две, а мы сделаем три. Две поставим, и третья будет рядом стоять – если одна сломается, мы сразу же ее заменим. Вас такое устроит? Пока мы будем менять турбину, вы будете сидеть без света. Мы сказали: ребята, проведите испытания. Они поставили ее в итоге на одной российской станции, год прозанимались и сняли – не пошла. Покажите мне, что новая технология работает, что она эффективна, что будет работать на наших объемах запыленности и газа, тогда мы сядем за стол переговоров. Рационализаторов много. Может, потом это окажется прорывное ноу-хау. Но нам важна надежность. – На ТЭЦ-5 жалуются жители Чкаловского поселка – периодически по ночам слышен сильный шум.
– Режим работы ТЭЦ определяет системный оператор. Когда прогнозируется похолодание, к примеру, ожидается повышение потребления, нам дают команду – топи котел. Не спрашивают, днем это или ночью, другого способа нет. Но если нам планово нужно запускать котлы, мы делаем это только днем, не ночью. – Говорят, что ТЭЦ-4, снабжавшая промышленный сектор, сегодня загружена только на 25% мощности.
– Это только по теплу, по электроэнергии она загружена примерно на 50%. Ее выработка снизилась, потому что завод СК снизил потребление и перешел на свою котельную, нефтезавод – тоже, завод пластмасс вообще закрылся. Так что у ТЭЦ-4 сегодня есть резервные источники тепла. По разработанной схеме теплоснабжения это тепло возможно передать на Левый берег. – Расскажите, как выглядит сегодня эта схема.
– Она включает два этапа. Первый: то тепло, которое сегодня есть на ТЭЦ-3, передать на Левый берег. Когда резерв кончится, строить трубопровод и подавать тепло на Левый берег от ТЭЦ-4 – это понадобится примерно в 2018-2019 году. А второй вариант – строительство ТЭЦ-6. – Какие должны быть условия, чтобы ее построили? Проект-то многомиллиардный.
– Сегодня мы все объекты строим за счет заемных средств. Но у нас нет возможности больше кредитоваться – не позволяет размер уставного капитала. Вон Поляков (Иван, президент «Межгосударственной корпорации развития» – прим. ред.) берет Федоровку и говорит: «Буду строить аэропорт». Может быть, появится еще инвестор. Хотя в позапрошлом году были московские представители, которые уверяли, что построят ТЭЦ-6, документы обрабатывали, с губернатором подписали соглашение. Но оно так и осталось на бумаге, потому что денег у них не оказалось. – А насколько новая ТЭЦ необходима? У нее есть потребитель?
– Уже сегодня можно вывести Кировскую котельную в резерв, для пиковых режимов. На Левом берегу она имеет потребителей совокупной мощностью около 30% от объема ТЭЦ-5. В России таких случаев крайне мало – когда есть возможность после строительства ТЭЦ сразу дать людям тепло в таком объеме. Кроме того, Омск более 30% электроэнергии получает извне по линиям электропередачи. То есть потребители есть. Выработка электроэнергии на тепловом потреблении на 30% экономичнее. Но здесь как с покупкой автомобиля – новый всегда лучше подержанного, если есть вдвое больше денег на его приобретение. – Какова судьба иска прокуратуры по поводу тарифов ТГК-11, которые она посчитала завышенными?
– Мы передали все документы, которые у нас запрашивали. Знаю, что периодически вызывают и опрашивают людей. Я так же получаю информацию из СМИ, и насколько знаю, до сих пор уголовного дела ни на кого не завели. Процесс идет, комментировать подробности не в моей компетенции. – В прессе вы реагируете сдержанно на негативную информацию о ТГК-11, но по-человечески вас это задевает?
– Безусловно. Вот давайте я сейчас покритикую журналистов (открывает на компьютере интернет-браузер). Читаем заголовки. «Из-за черного снега ТГК придется платить в 25 раз больше». «Водитель получил 2 года за гибель пассажиров». «С транспортной карты Омска исчезнут еще 2 маршрута». «Разрешена охота на белого гуся». «Школьница избила 11-летнего мальчика». Из пяти новостей «Яндекса» только одна нейтральная. Это нормально? Откуда такой упадок? Мы хотим воспитывать новое поколение на негативе?
ТГК-11 не допустила за эту зиму ни одного отключения. Впервые за 20 лет в прошлом году были введены энергетические мощности на ТЭЦ-3 – станция модернизируется. Компания работает на опережение, чтобы регион развивался. Говорить может каждый, давайте лучше работать.
Беседовала Саша Александрова«БК55»,