Комплексная оценка эффективности работы ТЭС при использовании различных видов углей

Размещено на http://www.allbest.ru/

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Специальность 05.14.01 Энергетические системы и комплексы

Комплексная оценка эффективности работы ТЭС при использовании различных видов углей

Гриценко Марина Викторовна

Иркутск - 2008

Работа выполнена в Институте систем энергетики им. Л.А. Мелентьева

Сибирского отделения Российской Академии Наук (СО РАН)

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор Клер Александр Матвеевич

Официальные оппоненты:

доктор технических наук Соколов Александр Данилович

кандидат технических наук, доцент Буйнов Николай Егорович

Ведущая организация: Новосибирский государственный технический университет

Ученый секретарь диссертационного совета Д 003.017.01 д.т.н., профессор А.М. Клер

1. Общая характеристика работы

паровой котел топливо

Актуальность исследования. ТЭС на твердом топливе играют важную роль в обеспечении потребности восточных регионов нашей страны в электрической и тепловой энергии. Однако в последние 15-20 лет значительная часть этих ТЭС вынуждена сжигать непроектное топливо, а зачастую и топливо переменного состава. Это связано как с исчерпанием запасов ряда угольных месторождений, так и с переходом топливоснабжения электроэнергетики на рыночные отношения.

Перевод работы угольной ТЭС с одного вида топлива на другой часто приводит к существенному изменению эксплуатационных издержек в связи со следующим. Изменение химического состава горючей массы угля, а также его влажности и зольности приводит к изменению его теплотворной способности, объема продуктов сгорания, образующихся на единицу выделяемого тепла и концентрации золы в продуктах сгорания. В свою очередь это обуславливает изменение КПД котла, расхода электроэнергии на собственные нужды, объемов образующихся вредных выбросов и золы. Кроме того, могут значительно измениться абразивные свойства золы, ее температуры размягчения и плавления.

Все это приводит к изменению топливных издержек, затрат на золоудаление, издержек на ремонты котельного оборудования, обусловленных эрозионным износом золой, платы за выбросы и некоторых других затрат.

Влияние качественных параметров топлива на показатели работы котельных установок исследовали в различное время ВТИ, ТЭП, ОРГРЭС, УралВТИ и некоторые другие организации. Применительно к ТЭС в наиболее систематизированной форме эти вопросы рассмотрены в работах А.С. Горшкова.

Основные работы по исследованию неорганической составляющей топлива и влиянию ее на работу энергооборудования выполнены Вдовенко М.И., Дик Э.П., Залкинд И.Я., Вдовченко В.С.

Вопросам определения эквивалентных затрат на топливо посвящены работы Эдельмана В.И., Говсиевича Е.Р., Мельникова А.П., Гаврилова А.Ф., Гаврилова Е.И. и др. Однако предлагаемые методики по определению соотношения цен между топливными ресурсами, не в полной мере учитывают качество топлива (оценивается лишь его теплота сгорания), а также последствия от использования на ТЭС данного вида угля (не учитываются затраты, связанные с абразивным износом оборудования и работой котлоагрегатов при частичных нагрузках).

Без комплексного учета эффекта от перехода ТЭС с одного вида твердого топлива на другой невозможно принять обоснованные решения по организации рационального топливоснабжения угольных электростанций. Этим и обусловлена актуальность решаемой в диссертации задачи.

Целью настоящей диссертационной работы является: разработка комплексной методики по определению эффективности работы ТЭС при использовании различных видов угля, и оценки экономической целесообразности их использования; разработка математической модели парового котла, позволяющей определять его тепловую эффективность (КПД), затраты электроэнергии на собственные нужды, а также параметры, требуемые для расчета абразивного износа поверхностей нагрева (температуры и скорости продуктов сгорания, концентрации золы и др.) при работе котла на разных видах топлива и различных нагрузках; выполнение расчетов по комплексной оценке затрат, связанных с использованием различных видов углей и определением равноэкономичной (по сравнению с проектным топливом) стоимости альтернативных углей на примере конкретной ТЭС.

Научная новизна работы состоит в том, что в ней впервые получены и вынесены на защиту следующие результаты:

Комплексная методика по определению по определению эффективности работы ТЭС при использовании различных видов угля и оценки экономической целесообразности его использования, учитывающая затраты от изменения состава сжигаемого топлива на эксплуатацию оборудования по всему топливному тракту.

Математическая модель парового котла, позволяющая проводить поверочный тепловой и аэродинамический расчет при работе котла на разных видах топлива и различных нагрузках, и определять золовой износ его поверхностей нагрева.

Результаты исследований по определению эксплуатационных затрат ТЭС с котлами E 420-13,8 при сжигании углей четырех месторождений Дальнего Востока и определению равноэкономичных цен для этих углей.

Практическая ценность заключается в возможности использования разработанного методического подхода для оценки целесообразности перевода ТЭС с проектного угля на альтернативные, с учетом как цен углей, так и затрат, связанных с их использованием на электростанции.

Апробация работы. Результаты диссертационного исследования обсуждались: на IV семинаре вузов Сибири и Дальнего Востока по теплофизике и теплоэнергетике (Владивосток: ДВГТУ, 2005); на IV Всероссийской научно-технической конференции с международным участием «Энергетика: управление, качество и эффективность использования энергоресурсов» (Благовещенск: АмГУ, 2005); на Всероссийской научно-технической конференции с международным участием «Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири» (Иркутск: ИрГТУ, 2007).

Публикации. Основные положения и результаты диссертации опубликованы в 5 печатных изданиях, из них одна статья в рецензируемом издании, входящим в перечень рекомендованных изданий ВАК, две статьи в материалах всероссийских конференций с международным участием, одна статья в материалах регионального семинара, одна статья в сборнике трудов вуза.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы и приложения. Общий объем составляет 131 стр., в том числе 7 рисунков и 32 таблицы, список литературы включает 101 наименование, приложение - 13 стр.

2. Основное содержание работы

Во введении обоснована актуальность решаемой в диссертации проблемы, определена цель работы, ее практическая значимость, научная новизна, а также дано краткое содержание работы.

В первой главе представлен аналитический обзор российских и зарубежных работ, посвященных влиянию изменения состава твердого топлива на эффективность работы ТЭС. Приведены подходы к определению изменения топливных издержек, платы за выбросы, затрат на топливоподачу и золоудаление. Рассмотрены работы, посвященные определению абразивного износа конвективных поверхностей нагрева котла.

На основе анализа сформулирована необходимость разработки комплексной методики определения эффективности работы ТЭС при использовании различных видов углей, учитывающей как цены углей, так и затраты, связанных с их использованием.

Во второй главе представлена комплексная методика, позволяющая определить удельные затраты, связанные с заменой проектного угля на альтернативный, и оценить экономическую целесообразность использования альтернативного В данном контексте под альтернативным понимается уголь, взаимозаменяемый для базового (проектного). угля. Методика разработана автором диссертации совместно с А.М. Клером и Е. Л. Степановой.

Суть методики состоит в следующем. Определяются годовые расходы топлива, с учетом влияния состава угля на КПД котлов в характерных режимах, хорошо представляющих всю совокупность режимов работы ТЭС за расчетный период. Для этого выполняются поверочные тепловые и аэродинамические расчеты котлов в характерных режимах. Кроме того, на основе этих расчетов определяется годовой абразивный износ конвективных поверхностей нагрева котла. Определенные в результате серии поверочных расчетов котлов в характерных режимах показатели используются для нахождения части суммарных ежегодных издержек по ТЭС, зависящих от свойств угля. Знание указанных издержек для проектного и альтернативных топлив позволяет сформулировать для них условия, которым должны отвечать цены этих углей, чтобы их использование на ТЭС было равноэкономичным. Блок-схема описанных выше расчетов представлена на рис. 1.

Рис. 1. Блок-схема для определения равноэкономичной цены угля

Часть суммарных ежегодных затрат по ТЭС, зависящая от физико-химических свойств угля и его цены, может быть представлена в следующем виде:

, (1)

где - затраты на покупку и перевозку топлива, руб./год; - затраты на разгрузку, складирование и подачу топлива, руб./год; - затраты на ремонт систем разгрузки, складирования и подачи топлива, руб./год; - затраты на ремонт основного и вспомогательного котельного оборудования, руб./год; - затраты на ремонт систем золоулавливания, руб./год; - затраты на золошлакоудаление, руб./год; - затраты на ремонт систем золошлакоудаления, руб./год; - затраты на хранение золы и шлака, руб./год; - плата за выбросы золы, руб./год; - плата за выбросы SO₂, руб.

Величины, входящие в выражение (1) определяются следующим образом.

Затраты на покупку и перевозку угля:

, (2)

где - цена 1 т условного топлива с учетом доставки, руб./т у.т.; - годовой расход условного топлива с учетом потерь при хранении и транспортировке, т у.т/год.

, (3)

где - среднегодовой расход угля по ТЭС (количество угля, сжигаемого в котлоагрегатах), т у.т./год; - потери угля при хранении и транспортировке, т у.т./год.

Затраты на разгрузку, складирование и подачу угля:

, (4)

где - удельные затраты на разгрузку, складирование и подачу угля, руб./ т у.т.

Затраты на ремонт систем разгрузки, складирования и подачи угля:

, (5)

где - удельные затраты на ремонт систем разгрузки, складирования и подачи твердого топлива, руб./т у.т.

Затраты на ремонт основного и вспомогательного котельного оборудования.

Для определения удельных (на 1 т у.т.) затрат на ремонт основного и вспомогательного котельного оборудования следует отнести годовые затраты к среднегодовому расходу угля по ТЭС, определенному с учетом продолжительности характерных режимов работы котлоагрегатов.

, (6)

где - годовые затраты на ремонт основного и вспомогательного котельного оборудования, руб./год.

Годовые затраты на ремонт основного и вспомогательного котельного оборудования (с учетом абразивности угля и золы) включают в себя затраты, связанные с расходами на ремонт систем пылеприготовления и ремонт конвективных поверхностей нагрева котла - водяного экономайзера (ВЭК) и воздухоподогревателя (ВЗП).

, (7)

где - затраты на ремонт систем пылеприготовления, руб./год; - затраты на ремонт водяного экономайзера, руб./год; - затраты на ремонт воздухоподогревателя, руб./год.

Затраты на ремонт систем пылеприготовления в работе определялись для систем с молотковыми мельницами. Била, билодержатели и броня молотковых мельниц имеют разный срок службы даже при работе на одном угле, поэтому в затратах на ремонт систем пылеприготовления, затраты на ремонт бил, билодержателей и брони следует учитывать раздельно. Таким образом, годовые затраты на ремонт систем пылеприготовления котла, обусловленные абразивностью угля определяются:

, (8)

где С_пыл1 - затраты на замену сменного набора бил, руб./год; С_пыл2 - затраты на замену билодержателей, руб./год; С_пыл3 - затраты на замену брони, руб./год.

Годовые затраты на замену сменного набора бил, билодержателей и брони (приведенные к началу расчетного периода), определяются:

, (9)

где S_{пыл l} - стоимость изготовления и замены сменного набора бил, билодержателей и брони на одну мельницу соответственно, руб.; n - число мельниц, установленных на котле; Е - ставка дисконтирования, выражаемая в долях; ф_{пыл l} - срок службы до замены сменного набора бил, билодержателей и брони соответственно, год.

Для ТЭЦ срок службы бил, билодержателей и брони в основном зависит от режима работы мельниц, - зимой при больших нагрузках снижается, в летнее время - увеличивается. Абразивность угля влияет, прежде всего, на износ бил, и для углей с разной абразивностью может значительно различаться.

Годовые затраты на замену водяного экономайзера котла (или его ступени), приведенные к началу расчетного периода, определяются:

, (10)

где S_ВЭК - стоимость изготовления и замены водяного экономайзера, руб.; ф_ВЭК - срок службы водяного экономайзера до замены, год.

Годовые затраты на замену воздухоподогревателя (или его ступени), приведенные к началу расчетного периода, определяются:

, (11)

где S_ВЗП - стоимость изготовления и замены воздухоподогревателя, руб.; ф_ВЗП - срок службы воздухоподогревателя до замены, год.

Затраты на ремонт систем золоулавливания:

, (12)

где - удельные затраты на ремонт систем золоулавливания руб./т у.т.

, (13)

где кДж/кг - теплота сгорания условного топлива; - удельные затраты на ремонт систем золоулавливания в расчете на 1 т летучей золы угля, руб./т золы.

Затраты на золошлакоудаление:

, (14)

где - удельные затраты на золошлакоудаление (ЗШУ) руб./т у.т.

, (15)

где З^гидр - удельные затраты на гидрозолоудаление 1 т золы и шлака угля, руб./т золы.

Затраты на ремонт систем золошлакоудаления:

, (16)

где - удельные затраты на ремонт систем ЗШУ, руб./т у.т.

, (17)

где З ^{рем.гидр.} - удельные затраты на ремонт систем ЗШУ в расчете на 1 т золы и шлака угля, руб./т золы.

Затраты на хранение золы и шлака:

, (18)

где - удельные затраты на хранение золы и шлака, руб./т у.т.

, (19)

где З ^з.хр. - удельные затраты на хранение золы и шлака в расчете на 1 т золы угля, руб./т золы.

Плата за выбросы золы:

, (20)

где - удельная плата за выбросы золы, руб./т у.т.

, (21)

где - удельная плата за выбросы золы при соблюдении предельно допустимых выбросов (ПДВ), руб./т золы; - удельная плата за выбросы золы при превышении ПДВ, но соблюдении временно согласованных выбросов (ВСВ), руб./т золы; - удельная плата при превышении ВСВ, руб./т золы.

Плата за выбросы SO₂:

, (22)

где - удельная плата за выбросы SO₂, руб./т у.т.

, (23)

где S^P - содержание серы в топливе, выраженное в долях; = 32 - молекулярная масса серы, кг/кмоль; = 64 - молекулярная масса SO₂, кг/кмоль; - удельная плата за выбросы SO₂ при соблюдении ПДВ, руб./т SO₂; - удельная плата при превышении ПДВ, но соблюдении ВСВ, руб./т SO₂; - удельная плата при превышении ВСВ, руб./т SO₂.

При определении сравнительной эффективности угля с разными характеристиками необходимо учитывать суммарные затраты З^т [(см. формулу (1)], а также коэффициент относительной энергетической эффективности угля.

Коэффициент относительной энергетической эффективности для базового угля принимаем равным 1, а для альтернативного угля определяем как отношение КПД нетто котла при работе на альтернативном угле к КПД нетто котла при работе на базовом угле.

При определении стоимости условной тонны альтернативных углей, при которой использование данного угля будет равноэкономичным по сравнению с проектным, следует учитывать суммарные затраты, без учета стоимости 1 т у.т. данного вида угля, а также коэффициент относительной энергетической эффективности угля.

Альтернативный уголь может конкурировать с проектным при выполнении следующего условия:

(24)

где Ц^ПР, Ц^А - стоимость 1 т у.т. проектного и альтернативного угля соответственно; З^ПР_СУМ, З^А_СУМ - суммарные затраты на 1 т у.т. проектного и альтернативного топлива соответственно; к^А - коэффициент относительной энергетической эффективности альтернативного угля.

На основе данного выражения при замене в нем знака неравенства на знак равенства, можно получить стоимость условной тонны альтернативных углей как функцию от стоимости условной тонны проектного угля, при которой использование альтернативного угля будет равноэкономичным.

Третья глава посвящена описанию разработанной автором математической модели поверочного расчета парового котла Е 420-13,8.

Для определения расхода топлива и срока службы конвективных поверхностей нагрева котлоагрегата при работе на разных углях и при различных нагрузках разработана математическая модель котла Е 420-13,8, в которой осуществляются поверочные тепловой и аэродинамический расчеты.

Математическая модель парового котла разработана с применением программно-вычислительного комплекса «Система машинного построения программ» для персональных компьютеров СМПП-ПК, созданного в ИСЭМ СО РАН. При разработке математической модели котла были доработаны и использованы ранее созданные в ИСЭМ СО РАН модели его элементов, ориентированные на выполнение поверочных расчетов.

На рис. 2 представлена схема компоновки поверхностей нагрева парового котла Е 420-13,8. Проектные характеристики котлоагрегата: давление пара на выходе из котла 13,8 МПа, температура 565 ⁰С; номинальная паропроизводительность - 420 тонн пара в час.

Для построения математической модели котлоагрегата разработана расчетная технологическая схема, в которой поверхности нагрева представлены в виде отдельных элементов. Каждому элементу соответствует свое математическое описание.

Расчетная технологическая схема котла включает следующие элементы: камеру сгорания; топочную камеру; топочные экраны; барабан; две ступени ширмового пароперегревателя; три ступени конвективного пароперегревателя; фестон; конденсатор собственного конденсата; панели задней стены опускного газохода; две ступени водяного экономайзера, две ступени воздухоподогревателя; дымосос; дутьевой вентилятор. Учтены присосы воздуха: после конвективного пароперегревателя, после первой и второй по ходу дымовых газов ступеней экономайзера.



Рис. 2. Схема компоновки поверхностей нагрева котла Е 420-13,8: 1- топочная камера; 2 - ширмовый пароперегреватель; 3 - отводящие трубы заднего экрана (фестон); 4 - ступени пароперегревателя; 5 - первая ступень экономайзера; 6 - первая ступень воздухоподогревателя; 7 - вторая ступень экономайзера; 8 - вторая ступень воздухоподогревателя; 9 - горелки

Материальные (газовоздушный и пароводяной) и энергетический (тепловой) потоки учтены связями между соответствующими элементами схемы. Каждой связи между элементами схемы соответствует информационная связь между элементами модели. Связь между элементами осуществляется: по количеству теплоты - между радиационными теплообменниками (топка котла, топочные экраны и ширмовые пароперегреватели); по воздуху - между дутьевым вентилятором, воздухоподогревателем и топкой котла; по дымовым газам: между элементами газового тракта (радиационные и конвективные пароперегреватели, фестон, панели задней стены опускного газохода и конвективные поверхности нагрева - по газовой стороне); по воде (пароводяной смеси, пару): между элементами пароводяного тракта (водяной экономайзер, барабан, радиационные и конвективные поверхности нагрева).

Разработанная математическая модель парового котла Е 420-13,8 включает 739 входных (задаваемых) параметров и 729 выходных (вычисляемых) параметров и позволяет проводить поверочные тепловой и аэродинамический расчеты котла в характерных режимах его работы.

Конструктивными информационно-входными параметрами в модели являются: диаметры труб поверхностей нагрева, их шаги и количество, марка стали, расположение труб в пучке, схема движения теплоносителя; геометрические параметры топки и газохода; площадь поверхности теплообменников. В качестве режимных информационно-входных параметров используются: паропроизводительность котла, состав твердого топлива (доля каждого компонента, влажность, зольность, абразивность золы), его теплота сгорания, температура питательной воды, воздуха, требуемая температура пара. Информационно-выходными параметрами поверочного расчета являются расход топлива, термодинамические параметры воздуха, дымовых газов и рабочего тела в поверхностях нагрева котла, расходы воздуха, воды, пара и компонентов дымовых газов (азота, кислорода, углекислого газа, водяных паров, двуокиси серы, золы) в элементах котла, температура металла труб и др.

Кроме указанных выше вычисляемых величин, разработанная математическая модель позволяет определять коэффициент полезного действия брутто котла, скорости дымовых газов, концентрацию золы и величину абразивного износа конвективных поверхностей нагрева при работе на разных видах угля и при различных нагрузках.

Расчетная технологическая схема парового котла Е 420-13,8 представлена на рис. 3.



Рис. 3. Расчетная технологическая схема парового котла Е 420-13,8

Величина абразивного износа стенки труб водяного экономайзера (мм) определяется:

, (25)

где а - коэффициент абразивности золы, м²/Н; _ЗЛ - концентрация золы в газах в рассчитываемом сечении пакета, г/м³; - срок службы труб, ч; w - скорость газов на входе в поверхность нагрева, м/с; R₉₀ - остаток золы на сите 90 мкм, %; d - диаметр трубы, мм; - температура газов, ⁰С; М - коэффициент истираемости металла труб: для углеродистых труб М =1; k_W и k - коэффициенты неравномерности соответственно полей скоростей газов и концентраций золы: при П- и Т-образной компоновке котла для поверхностей за поворотной камерой k_W =1,45 и k =1,25; k_D - отношение расчетной скорости газов при номинальной нагрузке котельного агрегата к скорости газов при среднеэксплуатационной нагрузке: для котлов D 35 кг/с k_D = 1,15.

j - номер режима; l - номер поверхности теплообмена; n - марка угля.

Абразивный износ входных участков теплообменных труб трубчатого воздухоподогревателя (мм) определяется:

, (26)

где k =1,6; k_W =1,45 для встроенного в конвективную шахту воздухоподогревателя; k_з - коэффициент защиты, если нет защиты, то k_з=1,0; в - угол (градусы) между вектором скорости набегающего на трубную доску потока продуктов сгорания и продольными осями теплообменных труб.

В четвертой главе приведены расчеты по комплексной оценке затрат, связанных с использованием различных видов углей и определением равноэкономичной (по сравнению с проектным топливом) стоимости альтернативных углей на примере конкретной ТЭС Дальнего Востока.

С использованием математической модели определены значения массового расхода продуктов сгорания (по компонентам), температуры и скоростей продуктов сгорания, концентрации золы и др., при работе котлоагрегата на углях четырех месторождений. Используя полученные значения, а также значения коэффициента абразивности золы и продолжительность характерных режимов работы котла, рассчитаны абразивный износ конвективных поверхностей нагрева и величина среднегодового износа.

Значения коэффициента абразивности золы определяются в зависимости от содержания в золе (SiO₂+Al₂O₃), %

, м²/Н (27)

Коэффициент абразивности золы рассматриваемых углей имеет следующие значения, м²/Н: Райчихинский уголь - 1,6710^-12; Харанорский уголь - 1,6810^-12; Ерковецкий уголь - 1,3510^-12; Ургальский уголь - 2,0510^-12.

Величины износа (за 60 тыс. часов работы с указанной нагрузкой) конвективных поверхностей нагрева котлоагрегата, рассчитанные на математической модели для четырех видов углей при разной нагрузке приведены в табл. 1-4.

Таблица 1. Износ конвективных поверхностей нагрева котлоагрегата при работе на Райчихинском угле, мм

Паропроизводительность, в % от номинальной	Износ
	водяной экономайзер	воздухоподогреватель
	II ступень	I ступень	II ступень	I ступень
100	1,990	1,294	0,438	0,341
90	1,376	0,900	0,303	0,239
85	1,132	0,742	0,249	0,198
80	0,918	0,604	0,202	0,162
75	0,736	0,487	0,162	0,131
70	0,581	0,387	0,128	0,105
65	0,451	0,303	0,100	0,082
60	0,345	0,234	0,077	0,064

Таблица 2. Износ конвективных поверхностей нагрева котлоагрегата при работе на Харанорском угле, мм

Паропроизводительность, в % от номинальной	Износ
	водяной экономайзер	воздухоподогреватель
	II ступень	I ступень	II ступень	I ступень
100	2,044	1,333	0,451	0,352
90	1,416	0,928	0,316	0,246
85	1,162	0,764	0,256	0,204
80	0,943	0,623	0,208	0,166
75	0,757	0,502	0,167	0,135
70	0,597	0,399	0,132	0,108
65	0,464	0,312	0,103	0,085
60	0,355	0,240	0,079	0,066

Таблица 3. Износ конвективных поверхностей нагрева котлоагрегата при работе на Ерковецком угле, мм

Паропроизводительность, в % от номинальной	Износ
	водяной экономайзер	воздухоподогреватель
	II ступень	I ступень	II ступень	I ступень
100	1,501	0,976	0,331	0,257
90	1,040	0,679	0,229	0,180
85	0,854	0,559	0,188	0,149
80	0,693	0,456	0,153	0,122
75	0,556	0,367	0,122	0,099
70	0,439	0,292	0,097	0,079
65	0,340	0,228	0,075	0,062
60	0,260	0,176	0,058	0,048

Таблица 4. Износ конвективных поверхностей нагрева котлоагрегата при работе на Ургальском угле, мм

Паропроизводительность, в % от номинальной	Износ
	водяной экономайзер	воздухоподогреватель
	II ступень	I ступень	II ступень	I ступень
100	2,570	1,633	0,553	0,435
90	1,781	1,143	0,384	0,307
85	1,461	0,943	0,316	0,254
80	1,159	0,755	0,252	0,205
75	0,927	0,608	0,202	0,166
70	0,705	0,497	0,164	0,136
65	0,585	0,391	0,129	0,108
60	0,445	0,302	0,099	0,084

На рис. 4 и 5 приведена зависимость абразивного износа II ступени ВЭК и II ступени ВЗП, от нагрузки котлоагрегата для углей четырех месторождений (за 60 тыс. часов работы с указанной нагрузкой).

Среднее за год число часов работы котла составляет 6500 час, годовое число часов работы при различных паропроизводительностях представлено в табл. 5.

Таблица 5. Число часов работы в году при различных паропроизводительностях

D, %	100	90	85	80	75	70	65
, час	227,5	455,0	942,5	780,0	2470,0	1235,0	390,0	6500
, %	3,5	7	14,5	12	38	19	6	100

Рис. 4. Величина абразивного износа II ступени ВЭК

Рис. 5. Величина абразивного износа II ступени ВЗП

Среднегодовой износ конвективных поверхностей нагрева определяется:

, (28)

где Т_СР - число часов работы в году, ч; - величина износа поверхности нагрева при данной нагрузке за 60 тыс. часов, мм; - продолжительность работы котла при данной нагрузке, в % от годового числа часов работы;

j - номер расчетного режима (в зависимости от нагрузки), n - вид угля.

Среднегодовой износ конвективных поверхностей нагрева при работе котла на углях четырех месторождений приведен в табл. 6.

Таблица 6. Среднегодовой износ конвективных поверхностей нагрева, мм

Поверхность нагрева	Среднегодовой износ
	Райчихинский	Харанорский	Ерковецкий	Ургальский
Водяной экономайзер, II ступень	0,0930	0,0955	0,0694	0,1177
Водяной экономайзер, I ступень	0,0612	0,0631	0,0462	0,0773
Воздухоподогреватель, II ступень	0,0204	0,0211	0,0154	0,0258
Воздухоподогреватель, I ступень	0,0164	0,0169	0,0124	0,0210

Срок службы поверхностей нагрева в основном определяется абразивностью золы и с учетом допустимого износа, - не более 20% от толщины стенки трубы (для ВЭК - 0,8 мм, для ВЗП - 0,32 мм), - по данным расчета на мат. модели имеет следующие значения (табл. 7).

Таблица 7. Срок службы поверхностей нагрева, год

Поверхность нагрева	Срок службы
	Райчихинский	Харанорский	Ерковецкий	Ургальский
Водяной экономайзер, II ступень	8,61	8,38	11,53	6,80
Водяной экономайзер, I ступень	13,07	12,68	17,33	10,35
Воздухоподогреватель, II ступень	15,68	15,17	20,78	12,40
Воздухоподогреватель, I ступень	19,51	18,93	25,81	15,24

Удельные суммарные затраты по ТЭС для четырех углей [см. формулу (1)] приведены в табл. 8.

Используя определенные выше удельные суммарные затраты и коэффициенты относительной энергетической эффективности, для рассматриваемых углей при соблюдении ПДВ получаем [см. формулу (24)]:

Ц^ХАР Ц^РАЙЧ 0,997 - 4,329, (29)

Ц^ЕРК Ц^РАЙЧ 0,998 + 2,570,(30)

Ц^УРГ Ц^РАЙЧ1,016 + 30,564. (31)

Таблица 8. Удельные суммарные затраты по ТЭС, руб./т у.т.

Наименование затрат	Райчихинский	Харанорский	Ерковецкий	Ургальский
Покупка и перевозка угля	1213,23	1318,75	1279,73	1572,81
Разгрузка, складирование и подача	90,06	92,71	91,70	58,51
Ремонт систем разгрузки, складирования и подачи	49,20	50,65	50,10	31,96
Ремонт систем пылеприготовления	8,08	8,47	7,45	10,45
Замена водяного экономайзера	2,45	2,57	1,42	3,64
Замена воздухоподогревателя	0,12	0,13	0,06	0,21
Ремонт систем золоулавливания	7,71	7,53	7,00	11,20
Золошлакоудаление	16,84	16,47	15,30	24,48
Ремонт систем золошлакоудаления	8,26	8,07	7,50	12,00
Хранение золы и шлака	5,62	5,49	5,10	8,16
Плата за выбросы золы при соблюдении ПДВ	0,64	0,63	0,58	0,93
Плата за выбросы окислов серы при соблюдении ПДВ	0,68	0,70	0,69	0,59
Суммарные затраты без учета стоимости и доставки угля	189,66	193,42	186,90	162,13
Суммарные затраты	1402,89	1512,17	1466,63	1734,94

На рис. 6 представлены цены 1 т у.т. Харанорского, Ерковецкого и Ургальского угля как функции от цены Райчихинского угля, при которых использование всех трех рассматриваемых видов углей на ТЭЦ будет равноэкономичным Райчихинскому.

В 2006 г. фактическая цена 1 т у.т. Райчихинского угля составляла 1213 руб. Из представленных на рис. 6 зависимостей видно, что при этом равноэкономичная цена Харанорского угля равна 1205 руб./т у.т.; Ерковецкого - 1214 руб./т у.т.; Ургальского -1263 руб./т у.т. Фактические цены этих углей в 2006 г. соответственно были равны: Харанорский - 1318,75 руб./т у.т; Ерковецкий - 1279,73 руб./т у.т; Ургальский - 1572,81 руб./т у.т. Как видно, при существующих ценах использование альтернативных углей экономически не эффективно. Сжигание этих углей на Благовещенской ТЭЦ оправданно в случае существенного снижения цен на эти угли.

Рис. 6. Равноэкономичные цены рассматриваемых углей

В четвертой главе также определены равноэкономичные (по сравнению с Райчихинским углем) цены натуральной тонны Харанорского, Ерковецкого и Ургальского угля и приведены расчеты равноэкономичных цен на угли (в условном и натуральном топливе) для случаев, когда выбросы золы и окислов серы превышают ПДВ и превышают ВСВ.

Основные результаты работы

1. Разработана комплексная методика по определению эффективности работы ТЭС при использовании различных видов углей, и оценки экономической целесообразности использования этих углей. Методика учитывает затраты последствия от изменения состава сжигаемого угля на эксплуатацию оборудования по всему топливному тракту.

2. Создана математическая модель парового котла, позволяющая проводить поверочные тепловой и аэродинамический расчеты при его работе на разных видах топлива и различных нагрузках; в модели проводится определение абразивного износа конвективных поверхностей парогенератора; на основании этих расчетов определяется срок службы этих поверхностей нагрева при работе котлоагрегата на разных углях с учетом характерных режимов работы в расчетном периоде.

3. На основе разработанной методики и математической модели проведены исследования по определению удельных эксплуатационных затрат на топливоподачу, ремонт систем пылеприготовления и конвективных поверхностей нагрева котла, газоочистку и золошлакоудаление при использовании на Благовещенской ТЭЦ углей четырех месторождений Дальнего Востока.

4. На основе разработанной методики на примере конкретной ТЭС определены равноэкономичные цены с учетом эксплуатационных затрат для углей четырех месторождений.

5. Комплексная методика, разработанная в диссертации, может использоваться для оценки целесообразности перевода ТЭС с проектного топлива на альтернативное.

Публикации по теме диссертации

1. Гриценко М.В. Тепловой расчет парового котла БКЗ-420-140 на базе СМПП-ПК // Сборник трудов IV Всероссийской научно-технической конференции с международным участием «Энергетика: управление, качество и эффективность использования энергоресурсов», Благовещенск, 2005. - С. 493-495.

2. Гриценко М.В. Учет влияния абразивности твердого топлива на ремонтные издержки котельного оборудования ТЭС // Материалы IV семинара вузов Сибири и Дальнего Востока по теплофизике и теплоэнергетике, Владивосток, 2006. - С. 118-121.

3. Гриценко М.В., Клер А.М., Степанова Е.Л. Определение затрат, связанных со сжиганием на энергетических паровых котлах углей различных марок // Материалы Всероссийской научно-технической конференции с международным участием «Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири», г. Иркутск, 2007. - С. 279-283.

4. Гриценко М.В., Клер А.М., Степанова Е.Л. Комплексная методика определения затрат при использовании на ТЭС различных видов твердого топлива // Научный вестник Новосибирского государственного технического университета, Новосибирск, 2007. - № 4. - С. 99-110.

5. Гриценко М.В. Влияние абразивных свойств золы топлива на срок службы конвективных поверхностей нагрева парогенераторов // Вестник Амурского государственного университета, Благовещенск, 2008. - № 41. - С. 98-101.

Размещено на Allbest.ru

...