Что такое пиковая котельная
При 
следует, что 
, т.е. линии Т1ОБ и Т2 параллельны, следовательно максимальная экономия топлива 
Дальнейший подогрев воды производится в ПК до Т1р.
На ТЭЦ могут быть установлены ПБ и ПК. При установке ПБ дальнейшее развитие района невозможно, следовательно, целесообразно устанавливать ПК на газе или мазуте.
Совместная работа ТЭЦ и пиковых котельных.
В последние годы во многих городах и промышленных районах введены в работу мощные водогрейные котлы, предназначенные для покрытия пиковой части сезонной тепловой нагрузки.
В районах, где сооружаемые здания вступают в эксплуатацию до ввода в действие ТЭЦ, пиковые котельные являются временно основным источником теплоснабжения. После ввода ТЭЦ в работу эти котельные используются по основному назначению – для покрытия пиковых тепловых нагрузок.
Сооружение пиковых котельных требует меньших кап.вложений и может быть проведено в более короткие сроки, чем сооружение ТЭЦ той же тепловой мощности. Поэтому во многих случаях сооружение новых ТЭЦ начинают со строительства пиковых котельных. В зависимости от территориального размещения и сроков сооружения ТЭЦ и тепловых потребителей ПК устанавливают на ТЭЦ или в районах теплопотребления.
На ТЭЦ сетевая вода последовательно подогревается в ОБ за счет отборов пара из турбины, затем в пиковых водогрейных котлах ТЭЦ за счет сжигания топлива. Пиковая водогрейная котельная района ПКР подключается к магистрали тепловой сети непосредственно в зоне расположения потребителей теплоты. В результате подключения ПКР потребители теплоты разделяются на две группы: неавтономные Н, расположенные между ТЭЦ и ПКР и автономные А, расположенные за местом подключения ПКР.
В зоне “Н” потребители получают теплоту из магистральной тепловой сети при тепловых и гидравлических режимах, на которых расчитаны теплофикационные установки ТЭЦ и ПКТ. Если температурный график сетевой воды в магистральных трубопроводах не соответствует режиму потребления теплоты группы “Н”, то устанавливают насосную подстанцию СН2.
Потребители зоны “А” могут получать теплоту из магистральной тепловой сети или от собственной пиковой котельной. При теплоснабжении от собственной ПКР гидравлический режим в распределительных сетях создается работой насосной станции СН1. При теплоснабжении от ТЭЦ СН1 могут включаться в работу, если режим потребления теплоты не соответствует графику температуры сетевой воды, поступающей от ТЭЦ.
Тепловая нагрузка районов распределяется между двумя источниками теплоты следующим образом:
Летняя тепловая нагрузка и зимняя от tнп до tнi, соответствующая включению пиковых котельных, целиком покрывается за счет теплофикационных отборов пара турбин.
ТЭЦ. Как это работает? Рассказываем, как работают ТЭЦ, чем они отличаются от котельных, а также о том, куда направляется электроэнергия с тепловой электроцентрали.
ТЭЦ или теплоэлектроцентраль – это электростанция, которая отпускает в энергосистему электрическую энергию, а в городскую централизованную систему – тепло. В Кирове работают три ТЭЦ и ещё одна – в Кирово-Чепецке. Самой старшей из них – ТЭЦ-1 – уже 87 лет, а самой молодой – ТЭЦ-5 – 41 год.
ТЭЦ в Кирове, как и по всей стране, строились в связи с индустриализацией, когда начался рост энергопотребления производства. Одновременно города уходили от отопления печами на дровах и переходили на более удобную и экологичную централизованную систему теплоснабжения.
От котельной теплоэлектроцентраль отличает то, что помимо тепла на станции вырабатывается и электричество. Таким образом, тепло и электричество на ТЭЦ производятся в специальных агрегатах, называемых теплофикационными турбинами. Это сочетание двух одновременно производимых в одних агрегатах продуктов энергетики называется когенерация.
Топливом на теплоэлектроцентрали могут служить многие углеводороды, но в энергетике применяются только те, которые достаточно недорого стоят, имеются в большом количестве и удобны для сжигания. Например, в довоенный период топливом для ТЭЦ-1 в Кирове служили дрова. Согласно историческим документам, тогда на станции было задействовано 480 пильщиков, которые распиливали за сутки до 1500 кубометров дров. Позже электростанции стали использовать в качестве топлива местный торф, а после войны – привозной уголь. С развитием газодобычи в 1970-е – 1980-е годы все ТЭЦ были переведены на сжигание природного газа. Мазут сегодня используется как резервное топливо на случай ограничения по газу.
Отметим, что Кировская ТЭЦ-4 является единственной электростанцией в России, которая может работать сразу на четырёх основных видах энергетического топлива: газ, уголь, торф и мазут.
Градирни – это системы охлаждения больших объёмов технической воды. Подобно радиатору в автомобиле градирня охлаждает воду, отводящую избыточное тепло от конденсатора пара, агрегатов и трущихся деталей турбин. Поступающая из цехов вода распыляется в градирне через систему оросителей и стекает внутрь, отдав тепло в атмосферу. Чем жарче на улице, тем больше требуется охлаждать воду для станции.
Это возможно, но влечёт за собой сразу несколько вызовов:
1. Котлы на ТЭЦ – взаимозаменяемые. Выводится из работы один, тут же растапливается другой. В маленькой котельной с одним котлом это сложно реализовать.
2. Вода для ТЭЦ и системы теплоснабжения города проходит специальную обработку. Из неё убираются лишние соли и кислород. На маленькой котельной реализовать этот процесс сложнее. Значит, и коррозия труб будет происходить более интенсивно.
3. Если на ТЭЦ есть альтернативные виды топлива, используемые при ограничении газоснабжения (например, в период сильных морозов), то на газовой котельной топить углём в этот период будет невозможно.
4. Обслуживание и ремонт большого количества малых котельных требует большого количества людей, которые их будут ремонтировать и эксплуатировать, поэтому стоимость тепла будет существенно выше.
5. Более мощное оборудование ТЭЦ имеет более высокую эффективность, чем оборудование малых котельных.
6. Если не будет теплоэлектроцентралей, то не будет и выработки электроэнергии на них. Это значит, что Киров, где нет ни гидро-, ни атомных, ни солнечных электростанций, всю электроэнергию по перетокам будет получать из других регионов и будет полностью энергозависим.
7. Установка большого количества маленьких, даже газовых, котельных может нанести существенный вред окружающей среде и экологии.
Работа водогрейных и комбинированных котлов в пиковом режиме и включение их в тепловую схему ТЭЦ
Работа водогрейных и комбинированных котлов в пиковом режиме и включение их в тепловую схему ТЭЦ
Работа водогрейных и комбинированных котлов в пиковом режиме и включение их в тепловую схему ТЭЦ, где подогрев сырой и химически очищенной воды осуществляется в подогревателях за счет отборного пара турбин, водогрейные котлы предназначаются для подогрева сетевой воды сверх той температуры, которую в состоянии обеспечить основные подогреватели. До применения водогрейных котлов покрытие непродолжительных пиковых теплофикационных нагрузок на ТЭЦ осуществлялось за счет включения пиковых пароводяных подогревателей, работающих на редуцированном паре от энергетических котлов. С повышением параметров пара на котлах такое использование пара становилось все более и более нерациональным.
Покрытие пика теплофикационной нагрузки при помощи водогрейных котлов освобождает от необходимости иметь на ТЭЦ соответствующую паровую мощность, т. е. на ТЭЦ может быть установлено меньшее количество паровых котлов высокого давления, что позволяет снизить капитальные затраты и высвободить энергетические котлы высокого давления для установки их на других электростанциях. В настоящее время вся работа водогрейных и комбинированных котлов в пиковом режиме и включение их в тепловую схему ТЭЦ проектируются с установкой пиковых водогрейных котлов, что предусмотрено в действующих нормах технологического проектирования тепловых электростанций. Суммарная мощность пиковых водогрейных котлов обычно равна количеству теплоты в отборном паре (р = 1,2÷2,5 кгс/см 2 ) устанавливаемых турбин и составляет ориентировочно 50% максимальной тепловой нагрузки ТЭЦ.
Коэффициент теплофикации, т. е. отношение количества теплоты, получаемого из отборов турбин, к общему количеству теплоты, потребному для теплофикации:
К этим вынужденным решениям относятся покрытие пиковых технологических паровых нагрузок от энергетических котлов или из отборов дополнительно устанавливаемой паровой турбины с соответствующим повышением, а ТЭЦ сверх оптимального, установка в чисто отопительных ТЭЦ для покрытия собственных нужд в паре (мазутное хозяйство и т. д.) паровых котлов на низкие или средние параметры пара или турбоагрегатов с двумя отборами пара; установка в отопительных котельных, наряду с водогрейными котлами, котлов типа ДКВР и ГМ для покрытия собственных нужд котельной в паре.
При колебании суточного графика технологической нагрузки и при снижении ее пика, работа водогрейных и комбинированных котлов в пиковом режиме и включение их в тепловую схему ТЭЦ избыток паровой мощности пароводогрейных котлов используется для подогрева сетевой воды в пиковых бойлерах. Кроме обеспечения независимости работы комбинированных котлов от колебаний технологической нагрузки, создается большая надежность теплоснабжения при выходе из строя энергетического котла.
Работа водогрейных и комбинированных котлов в пиковом режиме и включение их в тепловую схему ТЭЦ во втором режиме характеризуется увеличением запаса паропроизводительности энергетических котлов по сравнению с пропускной способностью турбин при работе их по теплофикационному графику и уменьшением технологической нагрузки. Это практически исключает необходимость использования пароводогрейных котлов в этом режиме. Однако в некоторых случаях, как, например, при прохождении суточных максимумов технологической нагрузки в период ремонта основного оборудования без существенного снижения мощности ТЭЦ, может потребоваться их включение. Учитывая малое время, требуемое на пуск котла, их работу следует предусматривать только в период, необходимый для покрытия пиков, с отключением их на остальное время суток. Поскольку конструкция котлов не обеспечивает чисто парового режима работы, нагрузка котла по водогрейному контуру должна поддерживаться минимально возможной, для уменьшения недовыработки электроэнергии, связанной с вытеснением отопительных отборов турбоустановок. Эти требования справедливы и для первого режима работы при уменьшении доли участия комбинированного котла в покрытии пиковой отопительной нагрузки.
Котельный завод Энергия-СПБ производит различные модели водогрейных котлов. Транспортирование водогрейных котлов и другого котельно-вспомогательного оборудования осуществляется автотранспортом, ж/д полувагонами и речным транспортом. Котельный завод поставляет продукцию во все регионы России и Казахстана.
Пиковые водогрейные котлы. Особенности конструкций. Схемы и режимы работы водогрейных котельных
Реферат
Выполнил: Курбонов. С. Ф
Учебный шифр: 116-13-1527
Введение
Коэффициент теплофикации — отношение тепловой мощности теплофикационных отборов паровых турбин тепловых электрических станций к максимальной тепловой мощности источников тепла. Применение термина «коэффициент теплофикации» оправдано не только к паротурбинным тепловым электрическим станциям, но также и к газотурбинным и парогазовым тепловым электрическим станциям.
Тепловая нагрузка в отопительный период изменяется в соответствии с температурным графиком теплоснабжения и имеет минимальную мощность при включении отопления и максимальную мощность для расчётных температур. Тепловая станция должна покрывать всю тепловую нагрузку во всем диапазоне изменения температур и для повышения коэффициента использования топлива часть тепловой нагрузки покрывается теплофикационными отборами турбин (комбинированная выработка тепла и электричества). Поскольку максимальная нагрузка встречается редко использование теплофикационных отборов турбин не оправдано и не экономично во всем диапазоне изменения нагрузок. Дефицит тепловой мощности в максимум теплопотребления покрывается отопительными котельными. Отношение тепловой мощности теплофикационных отборов паровых турбин к суммарной тепловой мощности теплофикационных отборов турбин и отопительных котельных называется — коэффициентом теплофикации.
Используемое при теплофикации тепло, как правило, является продуктом отходов производства при выработке электроэнергии или сжигании мусора. Вместо того, чтобы бесполезно отдавать это тепло в окружающую среду, его можно применить для обогрева зданий и целых кварталов города. Чем дальше удалено местонахождение источника от потребителя, тем больше тепла теряется при транспортировании. Поэтому для теплофикации предпочтительнее использовать электростанцию небольшой мощности вблизи районов концентрации населения, чем крупные, но удаленные от мест потребления. Таким образом, преимущество теплофикации состоит в том, что, наряду с экономией производственного пространства, достигается лучшее использование произведенной энергии, и поэтому стоимость такого тепла сравнительно низка.
Пиковые водогрейные котлы. Особенности конструкций. Схемы и режимы работы водогрейных котельных.
Самыми распространенными источниками пиковой тепловой мощности являются водогрейные котлы различной производительности.
Теплоэнергетика нашей страны долгое время была ориентирована на поддержание пиковой тепловой нагрузки с помощью пиковых водогрейных котлов, которые могли быть установлены как в котельных, так и на ТЭЦ, были относительно дешевы и просты в эксплуатации. В 50-70-е годы XX в. под эти котлы был разработан весь комплекс основного и вспомогательного теплофикационного оборудования (паровые турбины, сетевые подогреватели и т.д.).
Водогрейные котлы предназначаются для подогрева воды, поступающей на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. Существующие водогрейные котлы рассчитывались на подогрев воды от 70 до 150 °С и удовлетворяли наиболее распространенному графику работы теплофикационной системы.
Существует два характерных режима работы водогрейных котлов: основной (базовый) и пиковый. Подогрев воды от 70 °С до конечной температуры производится в тех случаях, когда котлы являются основным источником теплоснабжения. В условиях ТЭЦ, когда первоначальный подогрев сетевой воды осуществляется в сетевых подогревателях за счет отборного пара турбин, пиковые водогрейные котлы предназначаются для догрева воды сверх той температуры, которую в состоянии обеспечить основные подогреватели. С учетом мощности современных ТЭЦ единичная теплопроизводительность водогрейных котлов для ТЭЦ составляет 100 и 180 Гкал/ч (116,3 и 209,4 МВт). Эти котлы также могут устанавливаться и в крупных отдельно расположенных водогрейных котельных.
В целях максимальной унификации утверждена следующая шкала теплопроизводительностей водогрейных котлов : 4,0; 6,5; 10,0; 20,0; 30; 50; 100 и 180 Гкал/ч. Котлы теплопроизводительностью от 4 до 20 Гкал/ч должны обеспечивать работу только в основном режиме; котлы теплопроизводительностью 30 Гкал/ч и выше могут работать как в основном, так и в пиковом режиме.
При их разработке применена башенная компоновка, которая имела ряд преимуществ : малую площадь пола для котла; малый объем здания котельного помещения; максимальные удобства для эксплуатации и проведения летних ремонтов при полуоткрытой установке котла; простую симметричную гидравлическую схему, обеспечивающую перевод котла с пикового режима работы на основной без переделок; малое количество коллекторов; отсутствие водоперепускных и других необогреваемых труб; малую массу металла, работающего под давлением; наименьшее сопротивление газового тракта.
Вынос конвективной части котла в отдельного шахту при П-образной компоновке поверхностей нагрева агрегата дает выигрыш в высоте не менее 2 м по сравнению с размещением этой поверхности непосредственно над топкой для котлов мощностью 58,2 и 116,3 МВт, но при этом требуется создание поворотной камеры, соединяющей топку с конвективной шахтой. Площадь пола, занимаемая П-образным котлоагрегатом, больше, чем площадь, занимаемая башенным, в 1,6 раза, что приводит к увеличению площади и объема здания котельной. Число и масса коллекторов при П-образной компоновке больше примерно в 1,35 раза, а гидравлическое сопротивление при одинаковых скоростях движения воды в трубах больше примерно в 1,5 раза. Общий расход металла, площадь оборудованных стен и аэродинамические сопротивления при П-образной компоновке при прочих равных условиях также больше. Несимметричное расположение поверхностей нагрева вызывает необходимость применения необогреваемых водоперепускных труб для организации надежной гидравлической схемы. Для полуоткрытой установки П-образные котлоагрегаты не приспособлены. Здание котельной должно быть выше котлов, чтобы обеспечить возможность замены змеевиков конвективной части котла.
Котлы Дорогобужского котельного завода типа ПТВМ-ЗОМ П-образной компоновки (конструкция треста «Центроэнергомонтаж»), один из которых изображен на рис. 1.10, в процессе длительной эксплуатации зарекомендовали себя как устойчиво работающие агрегаты.
Многолетний опыт эксплуатации показал, что теплопроизводи- тельность котла может быть увеличена до 40 Гкал/ч при работе на газе и до 35 Гкал/ч при работе на мазуте; расход воды при этом составляет соответственно 495 и 435 т/ч. Котел снабжается двумя дутьевыми вентиляторами типа ВД-12 и дымососами Д- 15,5×2. Котлы ПТВМ-30М применяются в основном для районных отопительных котельных. Количество котлов, работающих в пиковом режиме, измеряется единицами.
Башенные котлы ПТВМ-50-1 (рис. 1.11), ПТВМ-100 и ПТВМ-180 (рис. 1.12) в основном аналогичны по конструкции и собираются или из одинаковых, или из подобных элементов, что обеспечивает унификацию их производства. Конструкция этих агрегатов допускает полуоткрытую их установку. В помещение заключена только нижняя часть котла, где расположены горелочные устройства, арматура, автоматика и дутьевые вентиляторы. Это снижает затраты на строительство здания котельной и создает удобства для летних ремонтов.
Пиковые и отопительные котлы, предназначенные для работы на газе и мазуте, полностью автоматизированы.
В целях защиты котлов от аварийных случаев в схемах автоматики предусмотрено автоматическое отключение подачи топлива в топку: при повышении давления и температуры воды в котле выше допустимого предела; то же при снижении давления; при снижении расхода воды ниже минимально допустимого предела; при снижении давления газа или мазута ниже допустимого предела; при потере давления воздуха после дутьевых вентиляторов, а также ряд других автоматических защит и блокировок.
С целью максимальной унификации водогрейные котлы мощно- стью от 4,6 до 209,4 МВт разделяют на 4 группы. К первой группе относятся водогрейные котлы мощностью 4,6 и 7,5 МВт, которые предназначены для сжигания газа, мазута и твердого топлива. Трубная система котлов поставляется единым блоком. Во вторую группу входят котлы мощностью 11,6; 23,2 и 35 МВт, предназначенные для работы на газомазутном и твердом топливе. В третью группу входят котлы мощностью 58, 116,3 и 209,4 МВт, предназначенные для работы на газе и мазуте. Четвертую группу составляют котлы такой же мощности, как и входящие в третью группу, но работающие на твердом топливе.
Профили водогрейных котлов унифицированной серии КВ изображены на рис. 1.13.
Самый крупный водогрейный котел КВ-ГМ-180-150 теплопроизводительностью 209,4 МВт (рис. 1.15) устанавливается, как правило, на ТЭЦ в качестве пиково-резервного источника теплоснабжения. Котел рассчитан на работу как в основном, так и в пиковом режиме. Схема движения воды в котле для двух режимов показана на рис. 1.16. Нагрузка котла может изменяться от 30 до 100% номинальной производительности.
Котел КВ-ГМ-180-150 представляет собой водотрубный, прямоточный агрегат с Т-образной сомкнутой компоновкой поверхностей нагрева. Вертикальная призматическая топка экранирована трубами диаметром 60×4 мм с шагом 64 мм. Конвективные газоходы примыкают к боковым стенкам топки. Разделительные стенки между газоходами и топкой газоплотные. Газоплотность стен котла обеспечивается обшивкой металлическим листом толщиной 3 мм. Потолок топки и боковые стенки конвективных газоходов выполнены из труб диаметром 38×4 мм с шагом 42 мм.
Пакеты конвективных поверхностей нагрева котла КВ-ГМ-180-150 размещены в двух опускных вертикальных экранированных газоходах. Пакеты набираются из П-образных ширм, выполненных из труб диаметром 32×3 мм. Трубы пакетов образуют шахматный пучок с шагами Si = 68 мм и s2 = 42 мм. Боковые стены конвективного газохода закрыты трубами диаметром 96×5 мм с шагом 136 мм, которые являются одновременно коллекторами для ширм конвективных пакетов.
Топка котла оборудована шестью вихревыми газомазутными горелками с паромеханическими форсунками, расположенными на боковых стенках треугольником с вершиной вверху.
Для уменьшения образования оксидов азота применена рециркуляция дымовых газов из конвективного газохода в воздушный тракт перед горелками. Изоляция котла облегченная натрубная толщиной 110 мм и может выполняться методом напыления. Нагрузки котла передаются через подвески на верхнюю раму несущего каркаса. Котел рассчитан на работу с уравновешенной тягой.
В котлах KB-ТС и КВ-ТСВ (с воздухоподогревателем) применены топки с пневмозабрасывателями и цепными решетками ПМЗ-ЛЦР и ПМЗ- ЧЦР. Эти топки отличаются универсальностью при сжигании различных сортов топлива и работают при относительно высоких тепловых нагрузках. На слоевых котлах применены устройство возврата уноса угольной мелочи и острое дутье.
Трубная система топочной камеры слоевых котлов отличается от аналогичной системы газомазутных котлов только отсутствием подового экрана. Камеры полностью экранируются трубами диаметром 60×3 мм с шагом s = 64 мм. В задней части топочной камеры имеется промежуточная экранированная стенка, образующая камеру догорания. Экраны промежуточной стенки выполнены также из труб диаметром 60×3 мм с шагами Si = 128 мм и s2 = 182 мм, но эти трубы установлены в два ряда.
Пылеугольные котлы КВ-ТК-30 и КВ-ТК-50 производительностью 35 и 58 МВт (рис. 1.17) состоят из топочной камеры, конвективной шахты, расположенной в наклонном газоходе, и отдельно стоящей шахты с размещенными в ней конвективными поверхностями и воздухоподогревателем.
В отличие от серии газомазутных котлов П-образные пылевые котлы выполнены с разомкнутой компоновкой топочной камеры и конвективных поверхностей, что позволяет обеспечить необходимую расшлаковку и очистку топочных экранов и конвективной шахты.
За фестоном располагается дополнительный конвективный пучок. Эта дополнительная поверхность, выполненная с укрупненным шагом, защищает от шлакования сравнительно тесные пучки труб конвективного газохода.
Конвективная (водогрейная) поверхность нагрева у всех котлов серии КВ расположена в вертикальной шахте с полностью экранированными стенками. Задняя и передняя стенки выполнены из труб диаметром 60×3 мм. Боковые стенки экранированы трубами диаметром 83×3,5 мм и являются коллекторами для U-образных ширм из труб диаметром 28×3 мм. Ширмы расставлены таким образом, что трубы образуют шахматный пучок с шагами Si = 64 мм и s2 = 40 мм.
Разработана серия котлов КВ-ГМ-4 и КВ-ГМ-6,5. В отличие от котлов КВ-ГМ-10, 20, 30, в этих котлах отсутствует камера дожигания, а газы, как и в котлах ПТВМ-12,5, в конвективной шахте двигаются сверху вниз. Задняя стена и стена, отделяющая конвективную часть топки, выполнены из кирпича. В остальной части обмуровка натрубная облегченная. Вследствие применения дробевой очистки общая высота агрегата, несмотря на относительно малую мощность, больше 10 м, что приводит в конечном итоге к высоким капитальным вложениям в тепловые станции и усложняет их обслуживание.
Со слоевым сжиганием топлива выпускаются котлы серии КВ-ТС-4 и 6,5, а также КВ-ТС-10, 20 и 30. Для сжигания бурых влажных углей теплогенераторы КВ-ТС-10 и 20 выпускают с воздухоподогревателями. Технические характеристики водогрейных котлов, работающих на твердом топливе, приведены в прил. 3.
На ТЭЦ, где первоначальный подогрев сетевой воды осуществляется в сетевых подогревателях за счет отборного пара турбин, пиковые водогрейные котлы предназначаются для догрева воды сверх той температуры, которую в состоянии обеспечить основные подогреватели.
До применения водогрейных котлов покрытие пиковой части сезонной тепловой нагрузки на ТЭЦ осуществлялось за счет включения пиковых пароводяных подогревателей, работающих на редуцированном паре от энергетических котлов. С повышением параметров пара на котлах такое использование пара стало нерациональным.
Покрытие пика теплофикационной нагрузки водогрейными котлами освобождает от необходимости иметь на ТЭЦ соответствующую паровую мощность, т.е. на ТЭЦ может быть установлено меньшее количество паровых котлов высокого давления, что позволяет снизить капитальные затраты. В настоящее время на ТЭЦ чаще всего применяются пиковые водогрейные котлы ПТВМ-100, ПТВМ-180, КВ-ГМ-100, КВ-ГМ-180-150-2, КВ-ТС-100-150. В отмечается, что наиболее дешевой по капитальным затратам является установка пиковых водогрейных котлов, работающих на жидком и газообразном топливе.
С целью повышения надежности гидравлической схемы котлов ПТВМ, принципиально одинаковой для всех типоразмеров с разной теплопроизводительностью, и во избежание опасных нарушений гидродинамики в рекомендуется на котлах ПТВМ соблюдать следующие условия: недогрев до кипения во всех режимах должен быть не менее 35-40 °С; расход воды должен быть номинальным:
проектная температура горячей воды 150 °С допускается при давлении за котлом не ниже 1 МПа, при меньшем давлении допустимая температура снижается с сохранением указанного недогрева.
Нормирование показателей теплового и гидравлического режима, обеспечивающего невскипание воды в поверхностях нагрева, является сложной технической задачей из-за многообразия определяющих факторов. Нормировать следует прежде всего параметры режима, которые могут надежно контролироваться и регулироваться при эксплуатации котлов. Практика показывает, что в качестве таких параметров целесообразно использовать расход воды через водогрейный котел, температуру и давление сетевой воды за котлом.
В приводятся графики зависимости минимально допустимого расхода воды (рис. 1.18) и минимального давления (рис. 1.19) от температуры воды за водогрейными котлами. Поддержание параметров в соответствии с этими графиками позволяет улучшить тепловой и гидравлический режимы работы, избежать перегрева и повреждения конвективных пучков труб.
Изменение гидравлической схемы рекомендуется в первую очередь для котлов, работающих с высокими температурами нагрева сетевой воды, с пониженным давлением в тепловощсети или с посадками давления и расхода среды (например, в сети с открытым водоразбором), а также при упрощенных схемах водоподготовки.
Последующие испытания показали, что в реконструированном котле уменьшилось количество нарушений гидродинамики. Однако существенного повышения надежности добиться не удалось, поэтому приведенные режимные ограничения для реконструированных котлов необходимо соблюдать.Реконструкция гидравлических схем является составной частью проектов модернизации котлов ПТВМ-100 и КВ-ГМ-100, разработанных ПО «Союзтехэнерго».
Был сделан вывод, что теплозащитное ограждение водогрейных котлов типа KB-ГМ обладает удовлетворительными теплоизоляционными свойствами, которые отвечают требованиям критериев эффективности: расчетный тепловой поток не превышает максимального нормируемого значения, действительные потери теплоты в окружающую среду не превышают верхний предел нормативного интервала q5.
Следует отметить, что исследования проводились на котлах малой и средней производительности 0,07-58,14 МВт. По нашему мнению, обобщать результаты этих исследований для котлов большей производительности 116,3, 209,4 МВт нельзя. В использованной методике имеется ряд недостатков, которые привели к неточности в определении действительных потерь теплоты. В частности, неверно была принята расчетная температура окружающего воздуха +25 °С, в реальных условиях эта температура значительно выше, особенно при открытой и полуоткрытой компоновке котлов. Кроме того, потери теплоты через металлические конструкции (опоры, крепления) и подовую часть котла не измерялись, а учитывались с помощью поправочных коэффициентов. В реальных условиях эксплуатации величины потерь теплоты в окружающую среду водогрейными котлами, как правило, превосходят нормативные и рассчитанные в показатели в несколько раз.
Недостатки водогрейных котлов, обусловленные повышенным напряжением топочной камеры, теплогидравлическими разверками и нерациональным сжиганием топлива, можно устранить за счет тангенциальной компоновки вихревых горелок. Специалистами Волгодонского института Южно-Российского государственного технического университета были проведены натурные испытания по определению оптимального расположения горелок на котлах типа КВ-ГМ.
По мнению исследователей, оптимальным можно считать положение горелок на котле КВ-ГМ-100, при котором на левом боковом экране ось горелки с нормалью к экрану в горизонтальной плоскости составляет 50°, а на фронтальном и правом боковом 40°. При этом поступательное движение потоков газов участвует в формировании вертикального топочного вихря (ВТВ), образующегося в результате взаимодействия струй газов между собой, с подом и экранами. Топливные газы движутся по восходящей спирали, что увеличивает время нахождения топливных частиц в топке и обеспечивает полное выгорание топлива. ВТВ повышает конвективную составляющую теплоотдачи в топке, что снижает на 100-200 °С температуру топливных газов на входе в конвективную шахту. Формирование «размазанной» кольцевой структуры ВТВ снижает максимальную температуру факела, в результате чего снижаются выбросы оксидов азота. Равномерное заполнение топочного пространства горящими газами обеспечивает равномерность нагрева как всех экранов по ширине, так и каждого в отдельности. Все это способствует повышению коэффициента теплотехнической надежности к водогрейного котла
С этим утверждением авторов [61] нельзя полностью согласить ся. По нашему мнению, для устранения разверки, обусловленной отложениями в трубах котлов, необходимо усовершенствовать технологию водоподготовки.
С другой стороны, следует согласиться с мнением авторов статьи [61], что для повышения надежности работы теплообменных поверхностей необходима разработка более совершенных конструкций, обеспечивающих полное отсутствие или минимизацию теплогидродинамических разверок, а также соответствующих горелочных устройств. В процессе эксплуатации оборудования целесообразно осуществлять мероприятия по снижению стояночной коррозии, его качественные промывки, особенно перед началом эксплуатации, контроль качества теплоносителя.
Одним из решений, позволяющих повысить надежность пиковых водогрейных котлов, может быть применение двухконтурной схемы подогрева сетевой воды в промежуточном теплообменнике (рис. 1.6 б).
Условия работы водогрейного котла ПТВМ-180, включенного по двухконтурной схеме, приводятся в [122]. С целью повышения температуры воды на выходе из котла ПТВМ-180 со 150 до 180 °С был выполнен проект по переводу его работы на схему основного режима (четырехходовая схема) с уменьшением расхода воды через котел с 3860 до 2500 т/ч. Благодаря включению котла по двухконтурной схеме снижается содержание железа в контурной воде котла и практически исключаются повреждения его поверхностей нагрева.
Одновременно с проведением испытаний котла, включенного по двухконтурной схеме, проводились испытания по определению экономичности котла ПТВМ-180, включенного по типовой гидравлической схеме. На основании экспериментальных данных получены поправки к температуре уходящих газов и КПД (брутто) котла в зависимости от температуры воды на его входе и расхода воды через котел. За счет снижения расхода воды через котел и увеличения ее температуры на выходе температура уходящих газов котла, включенного по двухконтурной схеме при номинальном его тепловосприятии, составляет 260 °С, что на 15 °С выше, чем при работе его по обычной гидравлической схеме. Соответственно возросли потери теплоты с уходящими газами q2, поэтому КПД (брутто) котла, включенного по двухконтурной схеме, без учета потерь в окружающую среду теплообменниками составляет 88,3%, что на 1,2% ниже КПД котла, работающего по типовой схеме.
Нами обследован водогрейный котел ПТВМ-180 на Ульяновской ТЭЦ-1, включенный в замкнутый контур с водо-водяными теплообменниками. Высокая надежность данной схемы позволяет использовать ее при ухудшении водно-химического режима теплосети. При значениях общей щелочности воды Щ0=2+Ъ мг-экв/дм3 и карбонатного индекса к>8 (мг-экв/дм3)2 резко увеличивается интенсивность накипеобразования в основных сетевых подогревателях, очистка которых от накипи весьма трудоемка. В связи с этим на ТЭЦ вынуждены отключать основные сетевые подогреватели и нагрев сетевой воды осуществлять в водоводяных теплообменниках, включенных в замкнутый контур с пиковыми водогрейными котлами (из-за более простой технологии очистки от накипи водо-водяных теплообменников). Однако, повышая надежность работы оборудования ТЭЦ, данное решение снижает ее экономичность, поскольку отключение сетевых подогревателей приводит к прекращению комбинированной выработки электроэнергии на тепловом потреблении.
В отмечается, что, несмотря на положительный опыт освоения водогрейных котлов на твердом топливе, имеются серьезные сомнения по поводу целесообразности их широкого распространения. При работе на газомазутном топливе их применение обосновывалось простотой конструкции и эксплуатации, малым числом часов работы (около 1000 ч в год), возможностью использования простейшей автоматики.
Водогрейные котлы, рассчитанные на сжигание твердого топлива, имеют такие же капиталоемкие общестанционные установки (топливоподача, пылеприготовление, золоулавливание и золоудаление), как и энергетические, число часов их работы достигает 3000. При этом целесообразно увеличивать выработку электроэнергии по теплофикационному циклу и пиковую часть нагрузки следует покрывать за счет пара из отборов, РОУ или установки котлов низкого давления с пиковыми сетевыми подогревателями вместо водогрейных котлов, работающих на твердом топливе. Такая замена водогрейных котлов на сетевые подогреватели разделит источник теплоты и систему теплоснабжения, что позволит резко сократить расходы на водоподготовку.
В качестве одного из средств повышения экономичности газифицированных водогрейных котлов предлагается использовать теплоту уходящих газов [17-19, 72, 78]. Утилизация теплоты уходящих газов может производиться в подогревателях контактного или поверхностного типов, причем основное внимание исследователей сосредоточено на использовании контактных подогревателей (экономайзеров). Преимуществами контактного способа утилизации теплоты уходящих газов являются большая поверхность теплообмена, высокие коэффициенты теплопередачи, снижение выбросов оксидов азота. Однако подогрев воды в подогревателях контактного типа ограничен температурой мокрого термометра, примерно равной температуре кипения воды при парциальном давлении водяных паров в дымовых газах (около 60 °С). Кроме того, при контакте с уходящими газами происходит насыщение нагреваемой воды продуктами сгорания, в частности, С02, что накладывает ограничение на использование этой воды в цикле водоподготовки.
Заключение
Из анализа рассмотренных выше литературных источников и данных собственных обследований следует, что при эксплуатации пиковых водогрейных котлов возникают серьезные затруднения, связанные с повреждениями труб (из-за коррозии и пережога), нарушениями температурного и гидравлического режимов, значительными потерями теплоты с уходящими газами. Учитывая массовый характер распространения водогрейных котлов на котельных и ТЭЦ, требуется разработка технических решений, направленных на решение этих проблем и устранение недостатков в работе водогрейных котлов. Особого внимания требуют вопросы, касающиеся снижения расходов топлива и электроэнергии на собственные нужды, потерь теплоты с уходящими газами, обеспечения требуемых температурного, гидравлического и водно-химического режимов, совершенствования тепловой схемы, повышения надежности и экономичности пикового теплоисточника.
• Методические указания к курсовому проектированию по дисциплине «Организация инфраструктуры города и региона», М.: ГУУ, 1999.
• Давидович В. Г., Планировка городов и регионов, М.: Стройиздат, 1964.
• Шапошников С.В., Лекции по дисциплине, М.: «Организация инфраструктуры города», 2003
• Гительман Л.Д, Ратников Б.Е. Энергетический бизнес. – М.: Дело, 2006. – 600 с.
• 2. Основы энергосбережения: Учеб. пособие / М.В. Самойлов, В.В. Паневчик, А.Н. Ковалев. 2-е изд., стереотип. – Мн.: БГЭУ, 2002. – 198 с.