С. Е. Беликов, В. Р. Котлер
Рекомендовано в качестве учебного пособия для студентов вузов и колледжей по специальности «Тепловые электростанции».
Введение
Книгу посвящаю Страдецкому Борису Евгеньевичу – Учителю, открывшему для меня мир теплотехники.
Сергей Беликов
По определению Всемирного энергетического совета, «…устойчивым является такое развитие, которое удовлетворяет потребности настоящего без нарушения возможности будущих поколений удовлетворять свои потребности» [1]. Это значит, что любые преобразования в отечественной энергетике должны быть нацелены на решение сразу двух основных проблем: во-первых, необходимо по приемлемым ценам обеспечить всё возрастающие потребности экономики в электроэнергии и, во-вторых, добиться, чтобы прирост генерирующих мощностей и функционирование действующих электростанций не снижали качество жизни российских граждан из-за ухудшения состояния окружающей среды.
Проведенные в последние годы преобразования и постепенный переход к рыночным отношениям в электроэнергетике создали условия для интенсивного наращивания генерирующих мощностей. Начато сооружение нескольких мощных энергоблоков на твердом топливе. Это, в первую очередь, энергоблок мощностью 225 МВт на Харанорской ГРЭС, усовершенствованный энергоблок мощностью 330 МВт на Каширской ГРЭС. Начата разработка новых котлов к энергоблокам на сверхкритические параметры пара на Томь-Усинской, Троицкой, Серовской и Рефтинской ГРЭС. Мощность этих блоков предположительно составит 550–660 МВт. На Новочеркасской и Череповецкой ГРЭС планируется установка котлов с циркулирующим кипящим слоем.
При техническом перевооружении действующих ТЭС на газомазутном топливе активно внедряются парогазовые установки (ПГУ). Уже несколько лет успешно работает первый блок мощностью 450 МВт на Северо-Западной ТЭЦ под Санкт-Петербургом. Реализованы проекты ПГУ на Калининградской ТЭЦ-2 и в г. Сочи. Ожидается сооружение парогазовых энергоблоков на ТЭЦ-26 Мосэнерго, Шатурской ГРЭС и ряде крупных ТЭЦ, которые пока что сжигают природный газ в котлах устаревших паротурбинных установок с КПД по выработке электроэнергии на уровне 30–35 %.
И во всех случаях учитываются не только экономическая эффективность инвестиций, но и экологические последствия реализации любого проекта. Сейчас на электростанциях работают котельные установки, спроектированные и построенные несколько десятилетий назад. В то время основой конструкции было экономичное и эффективное сжигание топлива (высокий КПД, низкие потери, долгосрочная безаварийная работа). В настоящее время, в дополнение к перечисленным, выдвигаются новые требования к оборудованию. В частности, к одному из основных элементов тепловой электростанции – котельной установке – предъявляются новые, более жесткие требования, связанные с обеспечением допустимых выбросов загрязняющих веществ в атмосферу.
«Энергетическая стратегия России на период до 2020 г.» (ЭС-2020) исходит из того, что рост спроса на электроэнергию по сравнению с 2002 г. составит 24 % в 2010 г. и 37 % в 2015-м [2]. Такой рост будет реализован, главным образом, за счет ввода новых мощностей на тепловых электростанциях. При этом ЭС-2020 предусматривает изменение структуры потребления топливно-энергетических ресурсов: рыночными методами будет снижаться гипертрофированная доля газа и, соответственно, увеличиваться доля угля при производстве электроэнергии. Это ещё больше осложнит экологическую проблему: при сжигании твердого топлива в дымовых газах содержатся золовые частицы и оксиды серы (SO
Глава 1. Котельные установки. Назначение и классификация котлов. Особенности котлов для разных мощностей, параметров и видов топлива
Паровые котлы тепловых электростанций – это устройства, в которых химическая энергия органического топлива, превращаясь в тепловую энергию (перегретый пар), используется затем для получения механической энергии на валу турбогенератора и, соответственно, электрической энергии. Если для получения механической энергии применяется не конденсационная, а теплофикационная или противодавленческая турбина, то потребителю поступает ещё и тепловая энергия в виде технологического пара (рис. 1.1).
Рис. 1.1. Получение электроэнергии на угольной ТЭС: 1 – угольная шахта; 2 – паровой котел; 3 – паровая турбина, 4 – электрогенератор; 5 – повышающий трансформатор; 6 – конденсатор; 7 – канал охлаждающей воды; 8 – электрофильтр; 9 – дымовая труба
Кроме паровых котлов, на некоторых электростанциях можно встретить пиковые водогрейные котлы, в которых, опять же за счет сжигания органического топлива, вода только нагревается, не превращаясь в пар. Горячая вода может быть использована для технологических целей, но главное её назначение – отопление жилых и производственных помещений в холодное время года.
Таким образом, все котлы используют одно и то же рабочее тело – воду, но делятся на паровые и водогрейные. Паровые котлы, в свою очередь, можно разделить на промышленные (в них получают насыщенный или слегка перегретый пар для технологических нужд и отопления) и энергетические, перегретый пар которых используют в паровых турбинах.
В дальнейшем мы будем рассматривать только паровые котлы тепловых электростанций, то есть современные агрегаты для получения перегретого пара за счет сжигания органического топлива. Речь пойдет не только о котлах, но и котельных установках, в состав которых, кроме собственно котлов, входят вспомогательные устройства и механизмы, обеспечивающие нормальную работу основного агрегата.
Технология получения перегретого пара предполагает последовательность нескольких физических процессов. Всё начинается с подогрева питательной воды, которая поступает в котел при определенном давлении, создаваемом питательным насосом. Этот процесс происходит при однократном прохождении воды через трубы конвективной поверхности нагрева, называемой
После экономайзера вода поступает в барабан, а затем в
Рис. 1.2. Схема барабанного котла с естественной циркуляцией, работающего на пылевидном топливе: 1 – горелки; 2 – топочная камера; 3 – топочный экран; 4 – барабан; 5 – опускные трубы; 6 – фестон; 7 – пароперегреватель; 8 – конвективный газоход; 9 – экономайзер; 10 – трубчатый воздухоподогреватель; 11 – нижние коллекторы топочных экранов
Подъемно-опускное движение по контуру естественной циркуляции (то есть по необогреваемым опускным и обогреваемым подъемным трубам) происходит вследствие разности плотностей котловой воды и пароводяной смеси. Подробнее о закономерностях естественной циркуляции рассказано в главе 6, посвященной гидродинамике водопарового тракта котельной установки.
Для повышения надежности циркуляции на барабанных котлах повышенного давления (17–18 МПа) применяют принудительное движение пароводяной смеси в топочных экранах (рис. 1.3,б). Как показано на приведенных схемах, котел с принудительной циркуляцией
Рис. 1.3. Схема движения воды и водяного пара: а – барабанный котел с естественной циркуляцией; б – барабанный котел с принудительной циркуляцией; в – прямоточный котел; 1 – питательный насос; 2 – экономайзер; 3 – верхний барабан котла; 4 – опускные трубы; 5 – испарительные подъемные трубы; 6 – пароперегреватель; 7 – циркуляционный насос; 8 – нижний коллектор
Еще одна особенность прямоточных котлов – отсутствие постоянной (фиксированной) границы между экономайзерной, парообразующей и пароперегревательной поверхностями нагрева. По мере повышения давления в водопаровом тракте котла сокращается испарительная зона котла, и после достижения критического давления в котле остаются практически только экономайзерная и пароперегревательная части, а между ними сохраняется только зона фазового перехода.
В последние годы в Европе, США и Японии разрабатывают или уже появились котлы, рассчитанные на давление 30 и даже 35 МПа. Для таких котлов используют новый термин: «ультрасверхкритическое давление».
Большое значение имеет конфигурация котла, то есть взаимное расположение радиационных и конвективных поверхностей нагрева. Чаще всего встречаются котлы с П-образной компоновкой, когда топочная камера является первым газоходом (обычно с восходящим движением продуктов сгорания), а конвективные поверхности нагрева располагаются во втором, опускном газоходе (рис. 1.4,а). Топочную камеру с конвективной шахтой соединяет горизонтальный газоход, в котором обычно размещаются конвективные пакеты пароперегревателя или промпароперегревателя (при наличии в тепловой схеме энергоблока промежуточного перегрева пара). Важным достоинством такой компоновки является нижнее расположение мест ввода топлива в котел и выхода дымовых газов. Это позволяет расположить тягодутьевые механизмы и размольные устройства пылеугольных котлов на нулевой отметке.
Рис. 1.4. Схемы компоновок котлов: а – П-образная; б – Т-образная; в – башенная; г – U-образная (инвертная); д – плечевая
Основной недостаток П-образной компоновки – наличие поворотов на выходе из топки и на входе в опускную шахту котла. Эти повороты ухудшают омывание поверхностей нагрева, а на крупных котлах приводят к значительной неравномерности температуры продуктов сгорания по высоте горизонтального газохода. Для лучшего омывания поверхностей нагрева в котлах с П-образной компоновкой, как правило, устанавливают аэродинамический выступ на заднем экране.
В 1970–1980-е гг. российские энергетики начали выпускать котлы с Т-образной компоновкой, в которых продукты сгорания после топочной камеры опускались по двум газоходам, расположенным по обе стороны от топки (рис. 1.4,б). Такое решение увеличивает сечение (а следовательно – снижает скорость запыленных дымовых газов) в конвективной шахте, что уменьшает интенсивность износа труб пароперегревателя и экономайзера, расположенных в этой части котла. Для высокозольных углей (например, для экибастузского угля) такое решение было оправданным, хотя металлоемкость Т-образных котлов выше, чем у котлов с другой компоновкой.
Дополнительными преимуществами котлов с Т-образной компоновкой можно считать уменьшение высоты выходного окна топки (что улучшает температурный режим труб пароперегревателя), а также возможность использовать глубоковыдвижные обдувочные аппараты ограниченной длины (благодаря уменьшению ширины котла).