Повышение надежности эксплуатации барабанных котлов высокого давления оптимизацией работы система впрыска тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.14, кандидат технических наук Верховский, Георгий Евгеньевич

• Верховский, Георгий Евгеньевич
• кандидат технических наук
• 2010

Оглавление диссертации кандидат технических наук Верховский, Георгий Евгеньевич

Введение.:.

Глава 1. Влияние регулирования температуры пара на надежность работы барабанного котла.

1.1. Особенности регулирования температуры пара на барабанных котлах.

1.2. Технологические схемы впрыска на барабанных котлах.

1.3. Влияние регулирования температуры пара на надежность работы барабанных котлов.

1.4. Постановка задачи и цели исследования.

Глава 2. Оптимизация регулирования температуры пара при работе в режиме регулирования мощности.

2.1 Критерии надежности работы пароперегревателей барабанных котлов в режиме регулирования мощности.

2.2 Причины ухудшения температурного режима пароперегревателя в режиме регулирования мощности.

2.3 Основные принципы оптимизации работы системы впрыска в режиме регулирования мощности.

2.4 Влияние впрыска питательной воды на ухудшение качества пара.

2.5 Выводы по главе.

Глава 3. Оптимизация регулирования температуры пара в пусковых режимах работы.

3.1 Влияние температуры пара на надежность работы толстостенных элементов барабанных котлов в пусковых режимах.

3.2 Технологии пуска барабанных котлов.

3.3 Оптимальные принципы организации САУ паровых котлов (энергоблоков).

3.4 Оптимизация алгоритмов программирования температуры пара.

3.5 Выводы по главе.

Глава 4. Оптимизация регулирования температуры пара на действующих ТЭС.

4.1. Изменение схемы регулирования температуры пара для повышения надежности пароперегревателей на барабанных котлах.

4.2. Исследование влияния понижения температуры пара за котлом режимными мерами на надежность работы пароперегревателя.

4.3. Разработка и внедрение алгоритмов функционально-группового управления на блоке ПГУ.

4.4. Составление алгоритмов программирования перегрева при разработке концепции автоматизированного управления конденсационным блоком 200 МВт.

4.5. Выводы по главе.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение надежности эксплуатации барабанных котлов высокого давления оптимизацией работы система впрыска»

Поскольку согласно действующему законодательству электроэнергетика является основой функционирования экономики и жизнеобеспечения страны [1], то необходимость обеспечения надежности генерации электрической и тепловой энергии не вызывает сомнений. В настоящее время основой отрасли, как в России, так и в целом в мире, являются тепловые электрические станции. По состоянию на 31 декабря 2006 года [2] суммарная установленная мощность генерации зоны ЦЦУ составила 210,8 ГВт. При этом на долю ТЭС, ГЭС и АЭС приходится 68 %, 21 % и 11 % от нее (рис. 1). То есть, хотя ГЭС и АЭС играют заметную роль в генерации ряда стран, но, как видно из приведенных цифр, в нашей стране около двух третей электрической энергии по-прежнему вырабатывается на ТЭС. Следовательно, проблема надежного энергоснабжения населения и промышленности не может быть решена без обеспечения должной надежности технологического процесса на оборудовании ТЭС. А одним из важнейших технологических узлов таких электростанций являются котельные установки различных типов. Поэтому можно говорить о том, что надежность работы ТЭС и отрасли в целом, в решающей степени определяется надежностью работы котельных установок.

ТЭС

ГЭС

АЭС

Рис. 1. Распределение доли суммарной установленной мощности в российской электроэнергетике по типам станций.

Если рассмотреть структуру парка применяемых на российских ТЭС паровых котлов и сравнить их количество по типам [3, 4], то полученные данные покажут, что большая их часть это барабанные котлы высокого давления (рис.2).

1 ш2 □з D4 в5 □6

Рис. 2. Структура парка котельных агрегатов на российских ТЭС.

1 - котлы среднего давления: 2 - котлы высокого давиения 10 МПа;

3 - котлы высокого давления 14 МПа, работающие в составе станций с поперечными связями; 4 - котлы высокого давления 14 Ml 1а, работающие в составе станций с энергетическими блоками (включая котлы Черепетской ГРЭС на 18 МПа);

5 - прямоточные котлы докритического давления: 6 - прямоточные котлы сверхкритического давления.

Приведенные цифры свидетельствуют, что основой генерирующих мощностей отечественной электроэнергетики, являются ТЭС, в состав которых входят барабанные котлы высокого давления. В нашей стране таких агрегатов в несколько раз больше, чем котлов всех прочих типов вместе взятых. Однако на протяжении последней трети прошлого века внимание специалистов традиционно привлекали, прежде всего, прямоточные котлы СКД. Барабанные же котлы, котлы с естественной циркуляцией, пользовались существенно меньшим интересом.

Вместе с тем, наработка многих из них приближается, если уже не достигла, к 200 тыс. часов, остро встает проблема изнашивания основного оборудования. Она уходит своими корнями в 70-80- годы прошлого века: из-за фактического невыполнения плана ввода нового оборудования уже к началу 90~ годов примерно четверть электрической мощности генерировалась на устаревших электростанциях [5]. После развала СССР ситуация еще более ухудшилась, в результате доля генерации устаревшим оборудованием возросла до 40 %.

В связи с этим, в настоящее время остро встал вопрос об обеспечении дальнейшей надежной работы эксплуатировавшихся длительное время котлов. Это тем более актуально, что в современных условиях значительно разуплотнились графики нагрузки энергосистем, что приводит к возникновению новых требований к оборудованию станций, которое должно работать с большей маневренностью, чем это предусматривалось при его проектировании. В противном случае, учитывая юное и старение основных производственных фондов, это может привести к самым серьезным последствиям в масштабах не только отдельного энергетического объекта, но и всей ЕЭС. События 25 мая 2005 года доказали, что даже такая энергосистема, как московская, не застрахована от системных аварий с массовым отключением потребителей [6]. Причем было бы ошибочным думать, что источником таких аварий являются лишь неполадки в распределительных сетях, в то время, как «вылеты» генерирующих мощностей «раскачать» энергосистему не могут. Например, 10 ноября 2009 года из-за аварийного останова электростанции «Итайпу» десятки миллионов человек в Рио-де-Жанейро, Сан-Паулу и других городах на восточном побережье Бразилии и в Уругвае остались без электроэнергии более чем на два часа. Похожие события на ТЭС «Косово-В» (Сербия) в 2008 году несколько раз приводили к распаду «косовской» энергосистемы. 8 января 1995 года после аварии на Тбилисской ТЭЦ без электричества осталась вся восточная Грузия. 3 февраля 2003 года в результате аварии на ТЭС «Оран» развалилась алжирская энергосистема.

Задача предотвращения таких аварий лежит не только на специалистах-электриках, обслуживающих станционные и внешние электрические сети, но и на теплотехниках, которые должны обеспечить надежную работу технологического оборудования, пусть даже и имеющего большую наработку, в соответствии с графиком энергосистемы. А это в нынешних условиях возможно только при внедрении в эксплуатацию новых, более прогрессивных, подходов. Поэтому оптимизация режимов работы барабанных котлов высокого давления, в том числе и старых конструкций, это задача первостепенной важности.

Параллельно с этим, в связи с увеличением в отрасли роли парогазовых и газотурбинных технологий, появляется все больше паровых котлов-утилизаторов различных компоновок. Однако, несмотря на разнообразие технических решений, все эти котлы объединяет одно: это котлы с естественной циркуляцией (полуэкспериментальные прямоточные котлы-утилизаторы зарубежных фирм [7] пока в России не внедряются). И число парогазовых установок с такими котлами будет стремительно увеличиваться, поскольку преимущества такой технологии перед традиционными паросиловыми установками очевидны, что нашло отражение в документе «Энергетическая стратегия России на период до 2020 года» [8]. В нем, среди прочего, сказано, что одним из приоритетов развития отечественной электроэнергетики на этот период станет «.техническое перевооружение тепловых электростанций на газе с замещением паросиловых турбин на парогазовые.».

В принципе, применение установок, в которых происходит утилизация тепла образующегося в результате проведения того или иного технологического процесса, не ново и хорошо известно [9]. Область применения таких установок крайне обширна и охватывает практически все отрасли промышленности, в которых используются высокотемпературные технологические процессы. Их внедрение обусловлено необходимостью экономии первичных топливных и тепловых ресурсов путем замены вторичными, а также недопущения теплового загрязнения окружающей среды. Чаще всего утилизация вторичного тепла осуществляется нагревом водяного теплоносителя отходами технологического процесса.

Однако в собственно электроэнергетике утилизационные технологии долго оставались невостребованными. Такое многолетнее невнимание к их применению на ТЭС, привело к значительному отставанию России в этой области от промышленно развитых стран Запада и Дальнего Востока (для сравнения в беднейшей стране ЕС Португалии сейчас вводится в эксплуатацию ТЭС из трех парогазовых блоков по 400 МВт [10], что для России является пока невозможным). Негативными следствиями этого стало то, что с одной стороны для газотурбинных и парогазовых установок, зачастую, не существует отечественного оборудования, соответствующего современным требованиям, и приходится использовать импортное или изготовленное по лицензии [11], ас другой, нет достаточного практического опыта его эксплуатации.

В результате владельцы отечественных ТЭС вынуждены закупать за рубежом не только газовые турбины, производство которых в СССР и России традиционно отставало от мировых стандартов, но также котлы-утилизаторы и паровые турбины. Это, в свою очередь, свидетельствует о серьезном кризисе отечественного котлотур б о с тр о ения, еще недавно бывшего одним из лучших в мире. В настоящее время производство газовых (по лицензии) турбин на JIM3 явно отстает от потребностей рынка. В производстве котлов-утилизаторов ситуация несколько лучше за счет работ, проводимых ЗиО, но и тут отставание от ведущих мировых производителей (прежде всего, «Сименс» и «Альстом») значительно. Фактически, отрасль находится сейчас в самом начале освоения новой технологии.

Происходящее в настоящее время и прогнозируемое в будущем увеличение доли выработки электроэнергии на утилизационных электростанциях ставит вопрос об обеспечении их надежной работы. А одной из составляющих обеспечения надежности утилизационных установок является обеспечение надежности котлов-утилизаторов, то есть барабанных котлов специального типа.

Таким образом, проблема обеспечения соответствующего качества эксплуатации паровых барабанных котлов не вызывает сомнения. Также не вызывает сомнения и то, что эта проблема выходит далеко за рамки отрасли, превращаясь в общегосударственную. И только комплексный подход к ее решению может привести к успеху. В частности, необходимым является не только обеспечение требуемой надежности при проектировании, но и в условиях эксплуатации, когда оборудование уже сконструировано и смонтировано, и задачей станции является его безопасная, надежная и эффективная эксплуатация. Причем все сказанное значительно более актуально для барабанных котлов, так как котлы традиционных паросиловых установок (в первую очередь ТЭС с поперечными связями, но, в не меньшей степени, и блочных ТЭС) в большей мере исчерпали свой ресурс, чем котлы СКД, и им, как уже говорилось, традиционно уделялось меньше внимания. А барабанные котлы-утилизаторы являются сравнительно новым для России оборудованием, которое освоено еще далеко не в полной мере.

Следует отметить, что хотя споры о целесообразности преимущественного использования котлов барабанного или прямоточного типа ведутся более пятидесяти лет, окончательного ответа на вопрос так и не дано. В период 5060- годов прошлого века выбор был сделан в пользу прямоточных котлов. Решающей оказалась возможность их использования на сверхкритические параметры, активно внедрявшиеся в то время [12]. В результате энергоблоки мощностью 250 МВт и выше выполнялись только с прямоточными котлами на сверхкритическое давление. Также активно внедрялись прямоточные котлы и на докритическое давление, что было связано с переключением в 40-годы отечественного машиностроения на оборонные нужды и отсутствием возможности выпускать соответствующее количество барабанов [13]. Однако такая тенденция расходилась с общемировой. За рубежом барабанные котлы занимали куда более важное место. Косвенно это признавалось и в СССР, так ТКЗ выпускал на экспорт барабанные котлы для блоков 300 МВт (например, котел Еп-920-17,6-543 для ТЭС «Вонг-Би», Вьетнам), у нас не внедряемые. Более того, опыт показал, что вопреки мнению энергетиков 50-60' годов барабанные котлы при прочих равных условиях значительно надежнее прямоточных [14]. Следовательно, можно ожидать, что в настоящее время и в ближайшей перспективе прямоточные котлы будут занимать нишу лишь в качестве оборудования СКД, в то время как на докритическом давлении (прежде всего, в бурно развивающихся утилизационных установках) основным оборудованием будет барабанных котел. Поэтому надежность энергоснабжения страны в части генерации электроэнергии на ТЭС в решающей мере зависит от надежности работы барабанных котлов, эксплуатируемых в энергосистеме.

С такой - системной - точки зрения одной из главных проблем при их эксплуатации является поддержание необходимых параметров пара за котлом. Эта задача особенно важна, если учесть, что генерация необходимого количества пара с требуемыми параметрами - это основная функция котельной установки, это самая важная технологическая задача при эксплуатации паровых энергетических котлов. Без выполнения этой функции невозможно обеспечить работу электростанции по диспетчерскому графику нагрузки. А решение этой проблемы впрямую связано с оптимизацией регулирования параметров свежего пара.

Однако указанная оптимизация имеет и ряд трудностей. Прежде всего, связанных с недостаточно полно учетом технологических аспектов процесса, имеющегося опыта. Если до середины пятидесятых годов прошлого века технологи активно работали над проблемой, предлагая различные пути ее решения, венцом чего стали работы проф. Долежала [15], то с появлением котлов СКД поиск новых решений, по сути, прекратился. В результате, существующие на сегодняшний день решения в этой сфере (впрочем, как и вообще в части эксплуатации барабанных котлов, например, применительно к скоростям пуска [16]) крайне консервативны и не учитывают накопленный более чем за полвека опыт. Как будет показано далее, оптимизация регулирования температуры пара позволяет существенно повысить надежность пароперегревателей: наиболее повреждаемых элементов котлов.

С другой стороны, колоссальное влияние на надежность работы котла оказывает «человеческий» фактор, фактор персонала. А это очень важный фактор, хотя и трудно оцениваемый количественно. Так, проведенный ОРГРЭС анализ причин отказов оборудования за один из прошедших годов на ряде ТЭС с блочными установками показал, что около пятой их части были вызваны «недостатками эксплуатации», при этом причины примерно 40 % отказов так и не были выяснены. Поэтому реальный вклад «недостатков эксплуатации» в их количество значительно выше. На ТЭС с поперечными связями ситуация, вероятно, хуже. Более того, оценить, в каких именно условиях проявится ненадежность оператора заранее практически невозможно. Даже в условиях широкой компьютеризации производства возможно появление самых неожиданных предпосылок к ошибочным действиям, например, такая специфическая особенность экранного интерфейса как цветовое решение видеограмм, может очень сильно сказаться на действиях персонала [17]. Единственный способ качественно переломить негативное влияние персонала на надежность работы котлов это максимально уменьшить его роль в технологическом процессе.

Следует отметить, что этот вопрос был в центре внимания энергетиков с самого зарождения отрасли, со времен Ползунова и Ватта. На их паровых машинах были установлены регуляторы уровня, которые автоматически синхронизировали расход пара и подачу воды [18]. С того времени, над проблемой в основном работали специалисты в области автоматического регулирования, такие как Е.П. Стефани, С.Г. Герасимов, И.И. Давыдов (хотя нельзя не назвать и технологов, занимавшихся оптимизацией режимов работы котельного оборудования: В.М. Калиничева, В.В. Холщева, Ю.В. Вихрева, Н.А. Никифорова). Результатом многолетней работы стало зарождение новой науки: теории автоматического управления, с помощью которой удалось создать регуляторы расхода и температуры пара за котлом, полностью выключившие человека из процесса регулирования этих величин в режиме несения диспетчерской нагрузки.

Однако для обеспечения надежной работы котла только автоматического регулирования (непрерывного управления) недостаточно. В нормальных условиях работы в регулировочном диапазоне регуляторы справляются со своей задачей, но в случаях нестационарных и аварийных режимов требуется использовать дискретные алгоритмы, выдающие не аналоговые, как при регулировании, а дискретные команды на приводы исполнительных устройств. Это достигается внедрением алгоритмов функционально-группового управления (ФГУ) оборудованием. Реализация этих алгоритмов обеспечивает автоматическое (без активного участия человека, но под полным его контролем) управление котельной установкой во всех режимах работы. Хотя основные требования к ФГУ и результатам его внедрения были сформулированы более 30 лет назад [19], тем ни менее использование этой технологической функции и по сей день изучено хуже всего. Отчасти это связано с тем, что широкое внедрение дискретной автоматики в условиях отсутствия или недостаточного развития цифровой техники было затруднительно. Поэтому вплоть до настоящего времени абсолютное большинство пусков котла, равно как и вообще оперативных переключений в схемах котельного оборудование, происходит под управлением человека.

С массовым распространением в конце XX века цифровой вычислительной техники эта проблема была принципиально решена. Запрограммировать алгоритм любой сложности и реализовать его дискретные команды на современных микропроцессорах не вызывает никаких затруднений. Поэтому уже более двадцати лет на различных электростанциях России происходит широкое внедрение программно-технологических комплексов (ПТК): «совокупности средств вычислительной техники, программного обеспечения и средств создания и заполнения машинной информационной базы при вводе системы в действие и при эксплуатации, достаточных для выполнения одной или более функций АСУ ТП» [20]. Среди них могут быть названы ПТК под торговыми марками «КВИНТ» [21], «САРГОН» [22], «Космотроника», «КРУИЗ» [23],

IT

Indastrial » и многие другие. Таким образом, применение ПТК позволяет в перспективе полностью передать управление котлами автоматике, оставив за человеком лишь функции наблюдателя, который вмешивается в технологический процесс только при отказе средств автоматики.

Однако полная автоматизация управления оборудованием возможна только после полной формализации в виде алгоритмов всей технологии управления им, то есть, по сути, записи инструкций по ведению режимов оборудования в виде логических программ. Кроме того, отдельные программы должны быть гармонизированы между собой и работать в комплексе. И эта задача должна решаться именно технологами. Решение указанной проблемы также связано, прежде всего, с вопросом поддержания параметров пара за котлом, поскольку именно это является той задачей, решению которой должна быть подчинена эксплуатация всего котельного оборудования.

Таким образом, проблема оптимизации регулирования температуры пара на барабанных котлах высокого давления крайне актуальна, особенно учитывая, что такие котлы являются, и будут являться в будущем, основой отечественной энергетики. Это относится как к эксплуатируемым, в том числе длительное время котлам, так и к вновь водимому оборудованию, включая котлы-утилизаторы. Правильное ведение указанного процесса обеспечивает требуемую работу всей станции по диспетчерскому графику сети. Его оптимизация должна вестись как по пути поиска новых технологических решений, так и внедрения технологических алгоритмов для управления котлом.

Заключение диссертации по теме «Тепловые электрические станции, их энергетические системы и агрегаты», Верховский, Георгий Евгеньевич

Результаты работы могут быть использованы проектными, конструкторскими, наладочными и эксплуатационными организациями для повышения надежности работы барабанных котлов. В частности, результаты диссертации использовались при написании подготовленного Департаментом генеральной инспекции по эксплуатации электрических станций и сетей ОАО РАО «ЕЭС России» «Типовом руководстве по эксплуатации паровых котлов высокого и сверхкритического давления» [88].

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.

В представленных четырех главах и Введении был дан ответ на вопрос о том, каким образом можно повысить надежность работы котельного оборудования с помощью оптимизации регулирования температуры свежего пара. Ключом к решению проблемы является регулирование температуры пара в статике и динамике не только в конечной точке за котлом, но и по всему перегревательному тракту при максимальной автоматизации процесса.

Разумеется, такая постановка вопроса не уменьшает требований к иным методам повышения надежности работы котельного оборудования и ее контроля - прежде всего к периодической вырезке металла. Однако у предложенного нами пути есть преимущество: он «активный», в то время, как вырезка металла, метод, все-таки, пассивный, носящий информационный характер. Также у предложенного пути есть то несомненное преимущество, что этот метод является единственным, который остается в руках наладчика и эксплуатационника, когда котел смонтирован и находится в опытной или промышленной эксплуатации. Именно на этой стадии выплывают на поверхность все просчеты и недостатки, допущенные на предыдущих стадиях жизненного цикла котла: при проектировании, изготовлении и монтаже. И теперь только от искусства наладки и эксплуатации зависит, удастся ли нивелировать указанные просчеты с минимальными затратами. И если задача решится чисто режимными мерами, не прибегая к дорогостоящим реконструкциям котла и переделке монтажа, то это наилучший итог. Именно этому и была посвящена настоящая работа, именно с таких позиций следует делать выводы по всей работе.

Во Введении была показана актуальность проблемы. Тепловые электрические станции, несмотря на значительную роль атомных и гидравлических, несмотря на бурное развитие нетрадиционных источников электроэнергии, появление микроэнергетики и иных решений, это по-прежнему основа отрасли. И хотя уже почти полувека прошло со времени пуска первых советских котлов СКД: в 1963 году были введены мощности на

Черепетской и Приднепровской ГТЭС, хотя по установленной мощности блоки СКД определяют лицо ЕЭС, тем ни менее количество и станций с барабанными котлами, и таких котлов в общем парке - абсолютно превалирует. А в последнее время, в связи с появлением относительно новой для России парогазовой технологии доля барабанных котлов будет увеличиваться. Более того, можно предположить, что повышение параметров пара на супервысокие параметры, что вызывает необходимость внедрять прямоточные котлы, по мере развития энергетики станет менее актуальным. Даже сейчас в России (тем более, в промышленно развитых странах Запада и Дальнего Востока) топочное сжигание газа изживает себя: цены на топливо так высоки, что только внедрение парогазовой технологии способно экономически оправдать его использовании в генерации электричества. И с течением времени этот процесс будет только убыстряться. Может показаться, что супервысокие параметры будут безраздельно господствовать в угольной энергетике. Тем более, что их активное внедрение за рубежом, например в Дании и Нидерландах [82], известно. И в этом направлении достигнуты определенные успехи. На рис. 63 [83] показана динамика роста КПД угольных ТЭС зарубежных стран в сравнении с отечественными. Из рисунка видно, что сравнение далеко не в нашу пользу: и во многом преимущества зарубежных станций именно в переходе на сверхвысокие параметры. Казалось бы - при росте угольной составляющей в топливном балансе мира (и, видимо, России) именно прямоточные котлы супервысокого давления должны играть решающую роль в энергетике XXI века. И тем ни менее, в этом можно усомниться. Уже сейчас все большее признание в мире находит технология газификации углей. И не только в США, но и в Китае — а это потенциальный мировой лидер — вводятся крупные станции на таком топливе [84]. А газификация углей - это возможность использования парогазовых технологий. В частности, в Китае с марта 2006 года работает ПТУ на газифицированном угле (а мощность крупнейшей в мире ПТУ на газифицированном угле SUAC (Чехия) равна 400 МВт [85]). И такая технология крайне перспективна: если повышение параметров перегрева до супервысоких значений дает КПД станций на уровне 50 %, то ПГУ на уровне 55 % [86]. И это при том, что капитальные затраты во втором случае куда ниже. Не требуется и применения новых материалов и двойного промперегрева. В следующей таблице приведены данные о существующих парогазовых установках с газификацией угля. Они пока демонстрационные, и их КПД «не дотягивает» до указанных 55 %, но все же выше, чем у существующих ТЭС на супервысокие параметры. И ведь речь идет об установках, пущенных еще в прошлом веке. И, наконец, именно такая технология сжигания углей наиболее экологически читая. Поэтому мы полагаем, что будущее угольной энергетики, как и газовой, связано с парогазовой тематикой, то есть с барабанными котлами. снико-экономические показате. m паооты til > ei;

Показатель Страна и электростанция

Нидерланды, «Бугеннум» Испания, «Портолано» США, «Пол к» США, «Вабаш» США, «Пнньон»

Мощность ГТУ, МВт 156,0 190,0 192,0 192, 61,8

Мощность ПТУ, МВт 128,0 147,0 121,0 105,0 46,2

Номинальная мощность ПГУ, МВт 253,0 305,0 250,0 261,6 107,2

Расход электроэнергии на собственные нужды, МВт 31,0 32,0 63,0 35,4 7,5

Расчетный КПД ПГУ (нетто), % 43,2 44,5 41,5 37,8 42,1

Технология газификации Шелл Пренфло Тексако Дайнеджи Келлог

Год пуска 1994 1998 1996 1995 1998

Что касается современного положения дел в России, то следует отметить, что барабанные котлы эксплуатируются не только на ПГУ, не только на блочных ТЭС, но на старых станциях с поперечными связями. И ресурс таких котлов во многом исчерпался, а в связи с «увлечением» в позднеесоветское время прямоточными котлами, предлагаемые решения реально относятся в лучшем случае к 60м годам прошлого века. Для котлов-утилизаторов ПГУ ситуация осложняется их новизной для России. Поэтому нам представляется задача решения вопроса повышения надежности работы, надежности эксплуатации, барабанных котлов ТЭС крайне актуальной.

Рис. 63. Кпд но выработке электроэнер! ни угольных jiiepi обликов

9 — мощность 350+400 МВт (Дания); + - мощность 400+1012 МВт (Германия);

О- мощность 600+1000 МВт (Япония); О - мощность 550 МВт (Финляндия)

В первой главе было показано, что надежность работы барабанных котлов, прежде всего, зависит от надежности работы пароперегревателей. Действительно, большая часть отказов таких котлов связана с повреждениями поверхностей нагрева, среди которых лидирующее место по числу повреждений удерживает пароперегреватель. А ведь так было не всегда. Например, в послевоенное время чаще всего выходили из строя экономайзеры, но технологи справились с проблемой, прежде всего оптимизировав схемы его охлаждения в пусковых режимах [87]. А вот с пароперегревателем такого не происходит: он по-прежнему выходит из строя несравненно чаще, чем этого бы следовало ожидать при существующих коэффициентах запаса, закладываемых при проектировании. И это притом, что его повреждения практически всегда связаны с превышением температуры металла допустимой. В стационарных режимах опаснее длительные превышения, в пусковых, в силу их краткости, локальные выбеги. В пусковых режимах появляется и еще одна родственная проблема, хотя и относящаяся не к перегревателю, а к толстостенным элементам: температурные напряжения. И основная мысль первой главы заключается в том, что повышение надежности пароперегревательного тракта котла это, прежде всего, понижение температуры пара в нем с помощью впрысков. Разумеется, нельзя забывать и об иных способах регулирования перегрева: например, рециркуляции. Но именно впрыск является основным (точнее, единственным) средством в руках наладчика и эксплуатационника для защиты перегревателей. А достигается это путем уменьшения впрыска в режиме регулирования мощности и его (как и остальных операций) автоматизации при пусках. На основании этого тезиса были сформулированы основные задачи исследования, которые и были раскрыты в следующих главах.

Во второй главе нами был разобран вопрос об оптимизации температурного режима пароперегревателей барабанных котлов в режимах регулирования мощности. С точки зрения регулирования температуры пара за котлом эти режимы являются статическими, поскольку ее значение постоянно (в допустимых пределах). Было показано, что в таких режимах параметр, характеризующий надежность работы металла пароперегревателя, а именно — остаточный ресурс, имеет явную зависимость от температуры пара в нем. Для расчета зависимости остаточного ресурса от температуры пара была скорректирована методика ОРГРЭС, а именно, исключен расчет промежуточной величины - относительной повреждаемости. Были проанализированы причины, из-за которых возможен рост ее значений. Для анализа теплового режима пароперегревателя была разработана диаграмма режимов работы системы впрыска. С ее помощью было показано, что снижению температуры пара по тракту пароперегревателя способствует уменьшение величины впрыска и ее энтальпии в сравнении с энтальпией насыщенного пара в барабане. Также было продемонстрировано, что снижение температуры перегрева за котлом режимными мерами без выполнения соответствующей реконструкции пароперегревателя, ведет к росту температуры пара в промежуточных ступенях. Поскольку одним из вариантов снижения энтальпии впрыскиваемой среды был назван переход на регулирование перегрева впрыском питательной воды взамен впрыска собственного конденсата, то была проведена оценка возможности перевода отечественных барабанных котлов на впрыск питательной воды с точки зрения водно-химического режима. Было показано, что расчетные данные сильно отличаются от прямых замеров на ТЭС. Загрязнение пара на них, по-видимому, зависит от многих частных факторов и пока не может быть определено расчетным путем. В целом же, такой переход вполне возможен, качество пара, как правило, ухудшается в допустимых пределах.

В третьей главе были рассмотрены вопросы повышения надежности работы котельного оборудования в пусковых режимах. В данном случае опасность для пароперегревательного тракта котла представляет не абсолютное значение температуры пара, а ее динамика. Поскольку технологическая задача в этом случае давно решена: существуют соответствующие нормы скоростей изменения основных режимных параметров, то наши усилия были сосредоточены на поисках путей автоматизации программирования перегрева. Это связано с тем, что только полная автоматизация этого процесса позволяет обеспечить подъем температуры свежего пара с допустимой скоростью. Были рассмотрены существующие технологии пусков барабанных котлов в составе блочных установок и на ТЭС с поперечными связями. Показано, что пуск энергоблока в общем случае может быть разбит на четыре этапа. Выделены технологические особенности регулирования температуры свежего пара на каждом из этапов. Затем была проанализирована структура современной САУ котла, было показано, что решение задачи программирования перегрева должно решаться на верхнем уровне этой САУ: уровне координирующего устройства. После этого были представлены требования к алгоритмам координирующего устройства, позволяющим полностью автоматизировать процесс программирования перегрева.

Четвертая глава — это демонстрация реализации принципов, заложенных во второй и третьей главе, на практике. На конкретном примере действующего котла было показано, что сделанный во второй главе вывод о целесообразности отказа от схемы регулирования температуры пара за котлом впрыском собственного конденсата и переходе к схеме впрыска питательной воды, является верным. На другом примере было показано, что понижение температуры пара за котлом режимными мерами приводит к существенному росту температуры пара в промежуточных ступенях пароперегревателя, что также было теоретически обосновано во второй главе. На примере как ПГУ с котлами-утилизаторами, так и традиционных ПСУ, была продемонстрирована реализация на практике принципов автоматического программирования перегрева, изложенных в третьей главе.

Кратко подытожим основные выводы по работе:

1. Проведен анализ литературных данных показавший, что проблема повышения надежности оборудования барабанных котлов с помощью оптимизации регулирования температуры пара за ними является актуальной.

2. Оптимизирована методика расчета, позволяющая связать количественный показатель надежности работы пароперегревателей — остаточный ресурс - с режимной величиной - температурой пара в нем.

3. Выведены и проанализированы зависимости, описывающие температурное состояние пароперегревателя как функцию параметров впрыска. На основании анализа разработана диаграмма режима работы системы впрыска.

4. Показано, что температура пара по тракту пароперегревателя тем выше, чем больше величина впрыска и меньше разность энтальпий воды на впрыск и пара, поступающего в пароперегреватель.

5. Показано, что схема регулирования температуры пара за котлом впрыском питательной воды более предпочтительна с точки зрения надежности работы металла пароперегревателя, чем схема с впрыском собственного конденсата. Это связано, как с уменьшением общего расхода впрыска, так и с возможностью использования большего перепада давлений, что важно для увеличения расходов впрыска в первые по ходу пара пароохладители.

6. Показано, что при понижении температуры пара за котлом увеличением расхода впрыска происходит ее увеличение в промежуточных сечениях пароперегревателят

7. Показано, что с точки зрения качества пара в условиях отечественных ТЭС возможен отказ от использования схемы впрыска собственного конденсата, достаточным условием чего является стопроцентная промывка пара полным расходом питательной воды.

8. Показано, что пуск котла (блока) в общем случае может быть разбит на пять этапов, каждый из которых характеризуется определенным состоянием программатора температуры пара за котлом. Показана необходимость выполнения предпусковых расчетов величин характеризующих пуск. Разработаны алгоритмические основы программирования температуры пара за котлом.

9. Приведенные в диссертации рекомендации и сделанные в ней выводы прошли проверку промышленным экспериментом на действующем оборудовании ТЭС.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Верховский, Георгий Евгеньевич, 2010 год

1. Федеральный закон «Об электроэнергетике» от 26 марта 2003 г. № 35-Ф3.

2. Концепция технической политики ОАО РАО «ЕЭС России» // М.: РАО «ЕЭС России», 2005.

3. Анализ работы энергетических блоков мощностью 150-1200 МВт за 1998 год //М.: СПО ОРГРЭС, 1999.

4. Обзор повреждений тепломеханического оборудования электростанций с поперечными связями и тепловых сетей зав 1998 год // М.: СПО ОРГРЭС, 1999.

5. Жимерин Д.Г., Лаврененко К.Д., Электроэнергетика страны Советов // Теплоэнергетика. №11, 1987. Стр. 2-5.

6. Отчет по расследованию аварии в ЕЭС России, происшедшей 25.05.2005 //М.: РАО «ЕЭС России», 2005 г.

7. R. Svoboda, Е. Liebig, Н. Sandman, Cycle Chemistry Features in Advanced Combined Cycle Power Plants // Procidings: Fifth International Conference on Fossil Plant Cycle Chemistry. June 10-12, 1997, Charlotte, NC EPRI, Palo Alto, Ca, USO, 1997. TR-108459.

8. Энергетическая стратегия России на период до 2020 года // Утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации № 1234-р от 28 августа 2003 года.

9. Воинов А.П., Зайцев В.А., Куперман Л.И., Сндельковский Л.Н., Котлы-утилизаторы и энерготехнологические аппараты // М.: Энергоатомиздат, 1989.

10. Саламов А.А., Крупная парогазовая ТЭС Португалии // Энергетик, №3,2006, стр. 30-31.

11. Флаксерман Ю.Н., Развитие теплоэнергетики СССР // M.-JL: Энергия, 1966.

12. Котельные установки. Том II. Под общей редакцией Э.И. Ромма // M.-JL: Госэнергоиздат, 1946.

13. Щипков Ю.Н., Сравнение надежности барабанных котлов до- и сверхкритического давления // Теплоэнергетика, №9, 1990, стр. 57-60.

14. Долежал Р., Пятилетний опыт по регулированию температуры пара впрыскиванием конденсата высокого давления // Теплоэнергетика, №9, 1957.

15. Холщев В.В., Ускоренные пуски барабанного котла // Электрические станции, №8, 2006, стр. 23-32.

16. Верховский Г.Е., Самойлов Ю.Ф., Коваленко Н.П., К выбору цветовой палитры видеограмм оператора-технолога тепловых электростанций // Вестник МЭИ, №5, 2008, стр. 142-146.

17. Ротач В .Я., Теория автоматического управления // М.: Издательский дом МЭИ, 2007.

18. Общие технические требования (ОТТ) к программно-техническим комплексам (ПТК) для АСУ ТП тепловых электростанций // М.: СПО ОРГРЭС, 2002.

19. Кузнецов С.И., Тюрин Ю.А., Вировец М.А., Игнатенков В.П., Певзнер В.В., Уланов А.Г., Программно-технический комплекс Квинт СИ -новый этап автоматизации тепловых электростанций // Теплоэнергетика, № 10, 2007, стр. 8-14.

20. Менделевич В.А., Спирина Е.К., Зюзичева Ю.Е.,

21. Автоматизированные системы управления тепловыми процессами на базе программно-технического комплекса САРГОН® // Теплоэнергетика, № 10, 2007, стр. 31-39.

22. Герасимов С.Г., Теоретические основы автоматического регулирования тепловых процессов. Часть I. Общие положения и понятия // М.: Высшая школа, 1967.

23. Лепаев П.А., Штань Т.П., Глускер Б.Н., Пашнин Л.В., Коновалов П.С., Исследование котла-утилизатора П-96 в составе ПГУ-450Т Калининградской ТЭЦ-2 при отработке пускоостановочных режимов и несении базовой нагрузки // Теплоэнергетика, №11, 2007, стр. 2-9.

24. Гачегов А.И., Новый метод регулирования температуры перегретого пара // Советское котлотурбостроение, май 1938, стр. 216.

25. Щелоков Я.М, Виленский Э.Э, Регулирование перегрева пара впрыском собственного конденсата // Промышленная энергетика, №8-9, 1992, стр. 50.

26. Холщев В.В., Применение на барабанных котлах впрыска питательной воды // Теплоэнергетика, №7, 2000, стр. 63-65.

27. Мирзаханян О.Х. О возможности использования питательной воды для регулирования температуры перегрева пара барабанных котлоагрегатов // Электрические станции, №9, 1980, стр. 22-24.

28. Сборник распорядительных документов по эксплуатации энергосистем (теплотехническая часть) //М.: Энергосервис. 1998. С.70-74.

29. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации //М.: СПО ОРГРЭС, 2003.

30. Гладышев Г.П., Надежность моно- и дубльблоков тепловых электростанций, работающих на твердом топливе // Теплоэнергетика, № 1, 1990, стр. 32-37.

31. Методические указания по организации технического обслуживания поверхностей нагрева котлов тепловых электростанций // М.: СПО ОРГРЭС, 1998.

32. Гофман Ю.М., Диагностика работоспособности поверхностей нагрева // Электрические станции, №5, 1992, стр. 41-43.

33. Паули В.К., Экспертная система контроля и оценки условий эксплуатации котлоагрегатов ТЭС // Теплоэнергетика, №5, 1997, стр. 38-43.

34. Белов А.А., Модели оценки теплотехнической надежности поверхностей нагрева котельных агрегатов в стационарном режиме // Теплоэнергетика, №11, 2007, стр. 17-22.

35. Холщев В.В., Температурный режим поверхностей нагрева котла при стационарных нагрузках с точки зрения надежности и долговечности // М.: ИПК Госслужбы, 2006.

36. Крутасова Е.И. Надежность металла энергетического оборудования. //М.: Энергоиздат, 1981.

37. Верховский Г.Е., Оптимизация температурного режима металла труб перегревателя с помощью впрыскивающих пароохладителей // Новое в российской электроэнергетике, №7, 2007, стр. 34-39.

38. Холщев В.В., Повышение надежности ступеней пароперегревателя от промежуточных до выходных // Электрические станции, 2001, № 9.

39. Холщев В.В., Отработка режимов пуска из различных тепловых состояний и останова барабанного котла высокого давления 13.8 МПа ТЭС с поперечными связями // М.: ИПК Госслужбы, 2007.

40. Допустимые температурные напряжения и скорости прогрева (расхолаживания) толстостенных паропроводов // М.: Энергия, 1975.

41. Кузнецов Ю.Л., Надежность и экономичность оборудования тепловой электростанции //Киев: Техшка, 1977.

42. Острейковский В.А., Теория надежности // М.: Высшая школа, 2003.

43. Орнатский А.П., Дашкиев Ю.Г., Перков В.Г., Парогенераторы сверхкритического давления // Киев: Вища школа, 1980.

44. Школьникова Б.Э., Шешенев М.Ф., Определение остаточного срока службы пароперегревательных труб // Электрические станции, № 9, 1985, стр. 16-17.

45. Методические указания о порядке проведения работ при оценке остаточного ресурса пароперегревателей котлов электростанций // М.: ВТИ. 1998.

46. Захаров А.А., Кац Ш.Н., Исследование конструкционной прочности элементов паровых котлов при высоких температурах. В книге: Труды ЦКТИ. Выпуск 81. Котлотурбо строение, стр. 115-123 // Л.: ЦКТИ, 1967.

47. Герштейн Е.Г., Алимова Т.В., Об оценке расчетного ресурса длительной прочности обогреваемых труб поверхностей нагрева котлов // Энергомашиностроение, № 12, 1978, стр. 9-12.

48. Нормы расчета на прочность стационарных котлов и трубопроводов пара и горячей воды // М.: НПО ЦКТИ, 1999.

49. Гидравлический расчет котельных агрегатов. Нормативный метод // М.: Энергия. 1978.

50. Pich R., Eine mathematische Darstellung der Zeitstandfestigkei-tswerte // «Energie», Bd 16, 1964, № 6, S. 208-212.

51. Холщев B.B., Испытания поверхностей нагрева головного газоплотного котла ТГМЕ-464. // Электрические станции, 1982. №5. С. 30-33.

52. Тепловой расчет котельных агрегатов. Нормативный метод. Издание второе // М.: «Энергия», 1973.

53. Тепловой расчет котлов. Нормативный метод. Издание третье // СПб.: НПО ЦКТИ-ВТИ, 1998.

54. Верховский Г.Е., Лепаев П.А., Повышение надежности работы пароперегревателей барабанных котлов с помощью оптимизация регулирования перегрева // Энергетик, №1, 2010, стр. 25-28.

55. Верховский Г.Е., Повышение надежности работы пароперегревателей барабанных котлов оптимизацией регулирования перегрева впрыском // Энергосбережение и водоподготовка, №1, 2010, стр. 50-52.

56. Стырикович М.А, Мартынова О.И., Миропольский З.Л.,

57. Процессы генерации пара // М.: Энергия, 1969.

58. Верховский Г.Е., О возможности регулирования температуры перегретого пара впрыском питательной воды на барабанных котлах высокого давления // Новое в российской электроэнергетике, №11, 2006, стр. 50-54.

59. О применении на барабанных котлах высокого давления впрыска питательной воды. Информационное письмо № ИП-01-2008(Т) // М.: ЦПТИиТО ОРГРЭС, 2008.

60. Балашов Ю.В., О допустимых температурных напряжениях при прогреве толстостенных паропроводов // «Электрические станции», 1964, № 12, стр. 8-10.

61. Вигак В.М., Фальковский С.В. Определение действительных напряжений в паропроводах блока 200 МВт // «Теплоэнергетика», 1964, № 1, стр. 22-27.

62. Pich R., Uber die Lebensdauererschapfung heissdampffuhren der Druckteile // «BWK», Bd 16, 1964, № 12, S. 597-602.

63. Энергоблок с турбинами T-l 80/210-130 и К-215-130 и барабанными котлами. Типовая пусковая схема // М.: СПО Союзтехэнерго, 1988.

64. Е. Liebig, R. Svoboda. Н. Hens, Н. Sandman, Combined Cycle Plants: New Concepts New Solution // PowerPlants Chemistry, 2000, 2(11), p.660-663.

65. Типовая инструкция по пуску из различных тепловых состояний и останову моноблока мощностью 200 МВт с котлом ТП-100 (для работы в режиме регулирования нагрузки энергосистем) / / М.: СПО ОРГРЭС, 1977.

66. Типовая инструкция по пуску из различных тепловых состояний и останову парового котла тепловых электростанций с поперечными связями / / М.: СПО ОРГРЭС, 1995.

67. Типовая инструкция по пуску из различных тепловых состояний и останову моноблока мощностью 110 МВт с турбиной Т-110/120-130 и газомазутным котлом // М.: СПО Союзтехэнерго, 1986.

68. Лепаев П.А., Наумов С.А„ Тугушев А.И., Верховский Г.Е., Автоматизация пусков энергетических котлов // Энергетик, № 10, 2009, стр. 8-10.

69. Типовые бланки регистрации эксплуатационным персоналом операций при пуске и останове энергетического оборудования. В 2-х Ч. // М.: СПО ОРГРЭС, 1998.

70. Типовая инструкция по пуску из различных тепловых состояний и останову моноблока мощностью 200 МВт с котлом ТП-100 (для работы в режиме регулирования нагрузки энергосистем) IIМ.: СПО ОРГРЭС, 1977.

71. Верховский Г.Е., Регулирование температуры перегретого пара на барабанных котлах впрыском питательной воды // Новое в российской электроэнергетике, №6, 2006, стр. 48-55.

72. Верховский Г.Е., Применение хеламина на ПГУ // Новое в российской электроэнергетике, №11, 2007, стр. 29-36.

73. Е. Liebig, R. Svoboda. Н. Hens, Н. Sandman, Combined Cycle Plants: New Concepts New Solution // PowerPlants Chemistry, 2000, 2(11), p.660-663.

74. Невзгодин B.C., Разработка и освоение пошаговой логики пуска энергоблока ПГУ-450 на базе ОАО «Северно-Западная ТЭЦ». Автореферат на соискание ученой степени кандидата технических наук // М.: МЭИ, 2008.

75. К. Daucik, Water/Steam Cycle Chemistry of Ultra Supercritical Units // PowerPlants Chemistry, 1999, 1(2), p. 8-11.

76. Саламов А.А., Парогазовые установки с внутрицикловой газификацией топлива // Энергетика за рубежом, Выпуск 1, 2009, стр. 12-14.

77. Саламов А.А., 12-летний опыт эксплуатации крупнейшей в мире ПТУ с газификацией угля // Энергетик, №8, 2009, стр. 25-27.

78. Ольховский Г.Г., Развитие теплоэнергетических технологий. Газотурбинные и парогазовые установки. В книге «Развитие теплоэнергетики»//М.: АООТ «ВТИ», 1996, стр. 19-44.