Основные предпосылки для перевода ТЭЦ-3 с газа на уголь

В настоящее время в мировой энергетике наблюдается перераспределение в топливном балансе в сторону использования угля. Используемый в энергетике зарубежных стран газ достаточно дорог. Поэтому на Западе «голубое» топливо используется преимущественно в самых эффективных и передовых технологиях. Уголь же заметно дешевле, что ведет к более активному развитию новых угольных технологий для производства электроэнергии. Структура мирового производства электроэнергии за 2006 г. показывает, что угольная генерация в мире достаточно активно используется. В целом, доля угольной генерации составляет более 40% всей мировой выработки электроэнергии.

В противоположность мировым тенденциям, в электроэнергетике России уголь играет намного меньшую роль. Данная ситуация объясняется искаженной системой цен, пришедшей еще из энергетики периода СССР, когда государственное регулирование привело к недооценке и искусственному занижению стоимости газа, следствием чего стал заметный перекос в топливно-энергетическом балансе страны.

Проблема топливного баланса отечественной электроэнергетики, связанная с высокой зависимостью отрасли от поставок газа, с каждым годом становится все более актуальной. На газ приходится менее четверти общих разведанных запасов энергоресурсов в России, но он обеспечивает почти половину производства электроэнергии.

Вопрос о возможности перевода существующих энергообъектов с газа на уголь в последнее время становится все более актуальным. Во-первых, учитывая мировые тенденции и внутриэкономическую ситуацию в нашей стране, существует большая вероятность резкого увеличения цен на газ для внутреннего потребления. Поэтому предпринимаемые действия по переводу станций на уголь при наличии соответствующей инфраструктуры и технических возможностей является своевременным и обоснованным. Во-вторых, при увеличении цены на газ, использовать его в устаревшем технологическом цикле, эффективность которого очень низкая, становится вдвойне невыгодно.

На Томской ТЭЦ-3 имеются все условия для перевода с газа на уголь. Станция изначально была спроектирована для работы на буром Канско-Ачинском угле, установленное оборудование также предусматривает использование угля. На станции имеется территория, отведенная под угольный склад; частично смонтированная, но не оборудованная система топливоподачи, установлена система золошлакоудаления. Однако с момента пуска станция все время работала на газе, поэтому часть вспомогательного оборудования, находящегося в эксплуатации, уже практически выработала свой ресурс. Другая часть, которая так и не была введена в эксплуатацию, требует частичной замены и доведения монтажных работ до полного объема.

Рассматривается два возможных варианта перевода ТЭЦ-3:

1 вариант – перевод существующих котлов 2×Е-500-140 на уголь:

а) кузнецкий каменный уголь марок Г и Д;

б) березовский бурый уголь.

2 вариант – перевод существующего оборудования ТЭЦ-3 на сжигание березовского бурого угля, в том числе котлы ПВК.

4.9.2 Перевод существующих котлов 2×Е-500-140 на уголь

Вариант 1а - перевод существующих котлов 2×Е-500-140 на кузнецкий каменный уголь марок «Г» и «Д»

В качестве возможного варианта перевода существующих котлов с газа на уголь, был рассмотрен вариант перевода на кузнецкий уголь марок Г и Д.

Выбор данного варианта обусловлен следующим:

– кузнецкий уголь марок Г и Д имеет большую теплотворную способность, соответственно требуется меньший часовой расход топлива на каждый котел;

– кузнецкие угли менее шлакующие, следовательно требуется меньше затрат на очистку поверхностей нагрева и применения специальных технологических мероприятий;

– кузнецкий уголь марок Г и Д в настоящий момент уже поставляется и сжигается на Томской ГРЭС-2.

В качестве расчетного топлива был принят кузнецкий уголь марок Г и Д. Состав угля представлен в таблице 4.35.

Таблица 4.35 – Основные характеристики кузнецкого угля

Наименование	Значение
Низшая теплота сгорания на рабочую массу, Qi^r, ккал/кг
Элементный состав углей, % (на рабочую массу)
Влажность, W^r	11,90
Зольность, A^r	16,50
Сера, S^r	0,72
Углерод, C^r	54,67
Водород, H^r	3,87
Азот, N^r	1,65
Кислород, O^r	10,69
Всего: 100 %
Выход летучих (на сухую беззольную массу), V^daf	44,7
Влажность гигроскопическая, W^ги	5,4
Коэффициент размолоспособности угля	1,22
Химический состав минеральной части, %
SiO2	41,6
Al2O3	18,9
Fe2O3	13,9
CaO	15,3
MgO	5,7
TiO2	1,2
K2O	2,2
Na2O	1,2
Плавкостные характеристики золы
Температура начала деформации, ^оС, tА
Температура начала размягчения, ^оС, tB
Температура начала жидкоплавкого состояния, ^оС, tС

Предварительные расчеты выявили ряд сложностей, связанных с переводом котлов Е-500-140 на сжигание каменного угля:

- низкие скорости по газовому тракту котла на уровне 6-8 м/с, которые не обеспечивают эффективную и экономичную работу котла;

- низкая температура горячего воздуха после ТВП t_гв≈200-210°С, не удовлетворяющая условиям розжига и эффективного горения топлива в топке котла, а также сушки топлива в мельницах;

- температура дымовых газов перед конвективным пароперегревателем превышает допустимую по условиям шлакования температуру на 20-30°С.

Котел Е-500-140 изначально был спроектирован для сжигания бурых углей, поэтому габариты котла были выбраны соответствующие. Для сжигания кузнецких углей марок Г и Д требуется топка более компактных размеров, так как данное топливо более калорийное и менее влажное. Таким образом, при переводе котла на сжигание кузнецкого топлива, мы получаем очень низкие скорости по газовому тракту котла, что ведет к оседанию частиц золы на поверхностях нагрева, неэффективному теплообмену и др. Для решения данной проблемы требуется замена всех конвективных поверхностей нагрева с уменьшенными в 1,3-2 раза поперечными шагами труб, чтобы обеспечить оптимальную скорость газов для данного угля на уровне 10-12 м/с.

Увеличить температуру горячего воздуха на существующем котле достаточно сложно, так как теплосъем в ТВП получается максимальный даже при неизменной конструкции конвективных пакетов, а наращивать кубы - технологически затруднено, потому что ТВП расположен непосредственно под конвективной шахтой котла, где отсутствует свободное место.

Превышение допустимой температуры дымовых газов перед пароперегревателем создает условия для интенсивного шлакования поверхностей нагрева.

Учитывая вышесказанное, были сделаны выводы о нецелесообразности использования данной конструкции котла Е-500-140 для сжигания каменного угля марок Г и Д, так как на существующем котле не удастся организовать эффективный и экономичный процесс сжигания топлива, при этом объем реконструкции требуется значительный.

Теплогидравлический расчет котла Е-500-140 на кузнецких углях представлен в Приложении 12.

Вариант 1б - перевод существующих котлов 2×Е-500-140 на березовский бурый уголь

Котел Е-500-140 был изначально спроектирован для работы на Канско-Ачинских бурых углях. В качестве расчетного топлива был принят березовский уголь. Состав представлен в таблице 4.36.

Таблица 4.36 – Основные характеристики березовского угля

Наименование	Значение
Марка	2Б
Низшая теплота сгорания на рабочую массу, Qi^r, ккал/кг
Элементный состав углей, % (на рабочую массу)
Влажность, W^r	33,0
Зольность, A^r	4,7
Сера, S^r	0,2
Углерод, C^r	44,2
Водород, H^r	3,1
Азот, N^r	0,4
Кислород, O^r	14,4
Всего: 100 %
Выход летучих (на сухую беззольную массу), V^daf	48,0
Влажность гигроскопическая, W^ги	12,0
Коэффициент размолоспособности угля	1,3
Химический состав минеральной части, %
SiO2	30,0
Al2O3	11,0
Fe2O3	9,0
CaO	42,0
MgO	6,0
TiO2	-
K2O	1,2
Na2O	0,8
Плавкостные характеристики золы
Температура начала деформации, ^оС, tА
Температура начала размягчения, ^оС, tB
Температура начала жидкоплавкого состояния, ^оС, tС

В настоящее время котлы Е-500-140 (БКЗ-500-140-1) сжигают природный газ. В качестве растопочного, а также аварийного топлива на котлах ТЭЦ предусмотрено использование мазута. Характеристики этих топлив приведены в таблице 4.37.

Таблица 4.37 – Характеристики сжигаемого топлива

Топочный мазут	Природный газ
Наименование элементов	Обозначение, размерность	Ухудшенный состав	Наименование элементов	Обозначение, размерность	Величина
Зола	А^р, %	0,1	Метан	СН4, %	92,66
Влага	W^P, %	0,6	Этан	С2Н6, %	5,04
Сера	S^p, %	2,8	Пропан	С3Н8, %	0,45
Углерод	С^р, %	85,7	Азот	N, %	1,85
Кислород	О^р, %
Азот	N^р, %	0,6
Водород	Н^р, %	10,2
Калорийность	Q^pн, % ккал/кг		Калорийность	Q^pн, % ккал/кг

Так как изначально заложена работа станции на буром Канско-Ачинском угле, то мероприятия по переводу сводятся к установке и демонтажу оборудования, предусмотренного проектом.

Котельный цех

Основные мероприятия по котельному цеху при переходе на сжигание угля сводятся в основном к установке и монтажу оборудования системы пылеприготовления, замене топочно-горелочных устройств, организации газо-газовой сушки топлива путем подачи горячих дымовых газов в топку, отбираемых из конвективной шахты котла, и уходящих газов для возможности регулирования температуры сушильного агента.

Принята схема пылеприготовления индивидуальная с прямым вдуванием угольной пыли с установкой 4-х мельниц-вентиляторов типа МВ-2700/650/590.

Для транспортировки воздуха и пыли к горелкам котла требуется смонтировать систему пылегазовоздухопроводов индивидуально для каждого котла.

На котлах требуется установка обдувочных аппаратов для очистки топочных экранов и поверхностей нагрева с учетом высоких шлакующих свойств березовских бурых углей. Для очистки топочных экранов предполагается установка аппаратов водяной обдувки, для удаления отложений с поверхностей нагрева – глубоковыдвижных аппаратов, для очистки поверхностей, расположенных в опускной конвективной шахте – аппаратов пневмоимпульсной очистки.

Необходима реконструкция системы золошлакоудаления в связи с её физическим износом, так как за время эксплуатации станции она использовалась для утилизации различных отходов и агрессивных сред. Также требуется установка новых багерных насосов взамен существующих.

При переводе котлов на сжигание угля необходимо привести в соответствие с нормативной документацией оборудование и приборы системы КИПиА.

Для очистки дымовых газов от золы изначально предусматривались электрофильтры типа ЭГБМ 2-64-12-6-4. Так как за все время работы станции сжигался только газ, то на котле ст. № 1А электрофильтр оставлен, а на котле ст. № 1Б взамен электрофильтров установлено 4 газохода круглого сечения. При переходе на сжигание угля потребуется установка новых электрофильтров, потому что при визуальном осмотре было выявлено, что существующий электрофильтр на котле ст. №1А физически и морально устарел и не пригоден для использования.

Компоновочные решения по главному корпусу с размещением мельниц представлены на рисунках 4.7-4.8.

Теплогидравлический расчет котла Е-500-140 на березовских углях представлен в Приложении 13.

Общестанционные системы

Для возможности доставки угля в необходимом объеме на Томскую ТЭЦ-3 необходимо строительство подъездных железнодорожных путей с соответствующим вспомогательным оборудованием, зданиями и сооружениями.

На Томской ТЭЦ-3 имеется золоотвал овражного типа, полезная площадь, занимаемая сооружениями золоотвала, составляет 124 га. В связи с тем, что на станции в качестве топлива используется природный газ, золоотвал используется как аккумулятор стоков химводоочистки. При переходе на сжигание бурого угля требуется реконструкция части золоотвала - порядка 30 га, его расчистка и укрепление дамб.

Рисунок 4.7 – Компоновка главного корпуса Томской ТЭЦ-3 с котлами Е-500-140 (БКЗ-500-140-1). Разрез

Рисунок 4.8 – Компоновка главного корпуса Томской ТЭЦ-3 с котлами Е-500-140 (БКЗ-500-140-1). План

4.9.3 Вариант 2 – перевод существующего оборудования ТЭЦ-3 на сжигание березовского бурого угля, в том числе котлов ПВК

Данный вариант предполагает перевод двух энергетических котлов Е-500-140 и пяти котлов Е-160-2,4-250 БТ пиковой водогрейной котельной на березовский бурый уголь.

Мероприятия по доставке топлива, топливно-транспортному цеху, золоотвалу и котлам Е-500-140 аналогичны мероприятиям, перечисленным в варианте 1б.

Основные работы по котлам пиковой водогрейной при переходе не сжигание угля сводятся к следующему:

- монтаж оборудования системы пылеприготовления с прямым вдуванием угольной пыли и установкой 4-х мельниц-вентиляторов типа МВ1600/400/980 на котел;

- замена существующих топочно-горелочных устройств на прямоточные горелки;

- организация газо-газовой сушки топлива путем подачи горячих дымовых газов в топку, отбираемых из конвективной шахты котла, и уходящих газов для возможности регулирования температуры сушильного агента;

- монтаж системы пылегазовоздухопроводов индивидуально для каждого котла;

- установка обдувочных аппаратов для очистки топочных экранов и поверхностей нагрева;

- установка дымососа рециркуляции по типу ДН-15;

- реконструкция системы золошлакоудаления в связи с её физическим износом;

- установка новых багерных насосов взамен существующих;

- установка новых электрофильтров (один на котел)$

- приведение в соответствие с нормативной документацией оборудования и приборов системы КИПиА.

Принципиальная схема пылегазовоздухопроводов представлена на рисунке 4.9.

Рисунок 4.9 – Принципиальная схема ПГВП котла Е-160-2,4-250 БТ

Дата добавления: 2015-07-25