Rok 2012 (LVII) Nr 4 (248) Dr inż. Robert Cholewa Energopomiar Sp. z o.o., Zakład Techniki Cieplnej Systemy informatyczne wspierające wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej w elektrociepłowniach zawodowych i przemysłowych 1) Information systems supporting generation of heat and electric energy in industrial and commercial CHP plants Systemy informatyczne wspierające wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej w elektrociepłowniach zawodowych i przemysłowych stanowią praktyczne narzędzie dla służb elektrociepłowni. Zakres zadań stawianych przed systemami wspierającymi wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej w elektrociepłowniach częściowo pokrywa się z zadaniami stawianymi typowym systemom TKE dla elektrowni kondensacyjnych, takimi jak ocena eksploatacji i stanu technicznego poszczególnych urządzeń czy też raportowanie wskaźników i porządkowanie ich w obrębie analizowanego podmiotu. Opis podejścia do budowy systemu TKE dla elektrowni kondensacyjnych, jego funkcjonalności i sposobu prezentacji wyników zostały już przedstawione w artykule [1]. Systemom informatycznym wspierającym wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej w elektrociepłowniach (w odróżnieniu od systemów TKE dla elektrowni kondensacyjnych) stawiane są dodatkowe wymagania. Należy do nich między innymi maksyma- 1) Artykuł oparty na referacie wygłoszonym podczas IV Konferencji Szkoleniowej Zakładu Techniki Cieplnej Optymalizacja procesów energetycznych dobra praktyka inżynierska w energetyce i przemyśle, zorganizowanej przez ENERGOPOMIAR Sp. z o.o. Bronisławów, 23 25 kwietnia 2012 r. lizacja produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu i minimalizacja kosztów wytwarzania poprzez wspomaganie służb elektrociepłowni w zakresie uruchamiania i pracy poszczególnych turbozespołów oraz obciążania parowego upustów ciepłowniczych i technologicznych, a także wylotów turbin. Ponadto w przypadku elektrociepłowni (zwłaszcza gdy cała produkcja energii elektrycznej jest skojarzona z produkcją ciepła) bardzo istotne jest wsparcie w zakresie planowania produkcji ciepła i energii elektrycznej. Dla elektrociepłowni zasadna jest również analiza pod kątem celowości pracy regeneracji wysokoprężnej, zwłaszcza w kontekście uruchamiania urządzeń w rezerwie w czasie podwyższonego zapotrzebowania na ciepło użytkowe. Należy ponadto zauważyć, że systemy informatyczne dla elektrociepłowni są trudniejsze w realizacji od systemów dla elektrowni kondensacyjnych. Duży zakres zmienności temperatury wody sieciowej na powrocie i zasilaniu oraz zapotrzebowania na ciepło użytkowe i parę technologiczną skutkuje tym, że zamiast prostych charakterystyk mocy elektrycznej stosuje się charakterystyki wielu zmiennych w postaci pola pracy poszczególnych urządzeń. Dla elektrociepłowni o wiele bardziej istotna niż dla elektrowni kondensacyjnych jest również walidacja danych. strona 621 (49)
W przypadku elektrowni kondensacyjnych wiele zmiennych można opisać w funkcji mocy elektrycznej bloku. W przypadku elektrociepłowni w dużo większym zakresie stosuje się natomiast uzgadnianie bilansów poszczególnych urządzeń, kolektorów czy też ciepła przekazywanego do ciepłownictwa. Do walidacji parametrów w turbinie stosuje się natomiast współczynniki przelotności i sprawności poszczególnych grup stopni. W niniejszym artykule omówiono aspekty związane z budową, funkcjonalnością i praktycznym zastosowaniem wyników obliczeń systemów informatycznych wspierających wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej w elektrociepłowni. Obliczenia zużycia paliwa i raportowanie wskaźników Obliczenia ilości spalanego paliwa oraz wskaźników jednostkowego zużycia energii chemicznej paliwa dla elektrociepłowni można przeprowadzić różnymi metodami. Pierwsza metoda polega na wyznaczeniu zużycia energii chemicznej paliwa Q b z bilansu produkcji energii elektrycznej i ciepła użytkowego z uwzględnieniem potrzeb własnych cieplnych, pracy chłodni i strat na rurociągach w traconym czynniku i cieple: gdzie: Q b zużycie energii chemicznej paliwa, GJ/h; N b produkcja energii elektrycznej brutto, MW; Q C ciepło użytkowe w wodzie sieciowej i parze technologicznej, GJ/h; Q PWZ potrzeby własne cieplne zewnętrzne, GJ/h; Q CH ciepło oddawane do chłodni, GJ/h; η k sprawność kotła, %; η r sprawność rurociągów ujmująca ubytki czynnika i stratę ciepła do otoczenia, %; η m sprawność mechaniczna turbozespołu, %; η G sprawność generatora, %. Powyższą metodę można stosować w przypadku elektrociepłowni pracującej w pełnym skojarzeniu lub gdy produkcja energii elektrycznej poza skojarzeniem jest zdecydowanie mniejsza niż produkcja w skojarzeniu. Praca poza skojarzeniem wiąże się z koniecznością wyznaczenia ciepła oddawanego do chłodni, obarczonego dużymi błędami pomiarowymi. Wadą tej metody jest również konieczność określenia potrzeb własnych cieplnych oraz strat ciepła w chłodnicach oleju i generatora (wyznaczenie η m, η G ), które często są nieopomiarowane. Ponadto błąd w pomiarze ciepła użytkowego bezpośrednio przenosi się na błąd wyznaczanego zużycia energii chemicznej paliwa. Zaletą metody jest to, że wynik końcowy zależy od bardzo niewielkiej liczby pomiarów będących jednocześnie pomiarami rozliczeniowymi, na przykład dla kogeneracji. (1) Druga metoda polega na zbilansowaniu ciepła przekazanego wodzie/parze w kotłach: gdzie: Q b zużycie energii chemicznej paliwa, GJ/h; Q Ki ciepło przekazane w i-tym kotle, MW; η k sprawność kotła, %; η r sprawność rurociągów obejmująca tylko rurociągi do zwężki pary z kotła, %. Powyższa metoda oparta jest na pomiarach zwężkowych pary z kotłów, pary do turbin, strumienia wody zasilającej. Wadą tej metody jest korzystanie z dużej ilości danych pomiarowych podlegających procedurom walidacji danych (w tym algorytmom uzgadniania bilansów). Dlatego w przypadku dużych błędów pomiarowych metoda ta może dać wyniki obarczone znaczącą niepewnością pomiarową. Z tego względu stabilność wyników obliczeń i możliwość otrzymania prawidłowych wyników za dłuższe okresy statystyczne jest w dużej mierze zależna od zastosowanego algorytmu uzgadniania danych, filtracji znaczących błędów pomiarowych i przyjętej metodologii obliczeń w przypadku pojawienia się istotnych błędów pomiarowych oraz dla stanów nieustalonych. (2) Trzecia metoda oparta jest na idei obliczeń bazujących na metodologii TKE. Punktem wyjścia jest algorytm przedstawiony w [1] dla bloków kondensacyjnych. W algorytmie według [1] (zmodyfikowanym w stosunku do tradycyjnego ) zużycie energii chemicznej paliwa określa się na podstawie wskaźnika jednostkowego zużycia ciepła wyznaczonego dla turbozespołu oraz sprawności kotła wyznaczonej przez algorytm zbudowany na podstawie zaleceń normy PN-EN 12952-15 [3]. Algorytm sprawności kotła w elektrowni praktycznie nie różni się od algorytmu sprawności kotła w elektrociepłowni. Zarówno dla elektrowni, jak i elektrociepłowni wtórnie obliczane są odchylenia pokazujące wpływ parametrów paliwa, regulacji spalania i udziału części palnych w odpadach paleniskowych. W przypadku turbozespołu metoda polega na obliczeniach z zastosowaniem charakterystyk opisujących pole pracy turbozespołu i charakterystyk odchyleń warunków pomiarowych od warunków podstawowych, dla których uprzednio wyznaczono charakterystykę pola pracy turbozespołu. Charakterystyki opisujące pole pracy turbozespołu są funkcjami zużycia ciepła (pary) od mocy turbozespołu i poborów pary z poszczególnych upustów technologicznych i ciepłowniczych do kolektorów i wymienników ciepłowniczych. Charakterystyki te są wyznaczane na podstawie pomiarów wykonywanych zazwyczaj przez specjalistyczną firmę. Charakterystyki odchyleń ujmują natomiast różnice między warunkami podstawowymi i pomiarowymi dla parametrów pary do turbiny, parametrów i strumienia wody sieciowej, pracy regeneracji i temperatury wody zasilającej oraz ubytków czynnika z obiegu. Należy podkreślić, że w przypadku elektrociepłowni praktycznie nigdy nie występują krzywe korekcyjne obejmujące cały zakres pracy turbozespołu. Dlatego wszystkie charakterystrona 622 (50)
styki są tworzone na podstawie pomiarów i opracowanego na ich podstawie modelu pracy turbozespołu. Model ten obejmuje pomiarowe charakterystyki sprawności poszczególnych grup stopni, równania wynikające z prawa przelotności Stodoli-Flügla, modele pracy wymienników ciepłowniczych oraz ogólne bilanse substancji i energii. Metoda obliczania wskaźników pracy i zużycia węgla na podstawie idei obliczeń TKE ma istotne zalety. Po pierwsze korzysta ze stosunkowo niewielkiej liczby danych, z których kluczowe dla otrzymywanych rezultatów są moce elektryczne poszczególnych turbozespołów. Pozostałe dane nawet przy stosunkowo dużych błędach pomiarowych nie powodują znaczących błędów w wynikach końcowych, zwłaszcza gdy dane te są uzgadniane na etapie walidacji danych. Wadą metody jest konieczność stworzenia i zastosowania modelu pracy turbozespołów w postaci dość skomplikowanych charakterystyk wielu zmiennych, co powoduje, że implementacja systemu jest dosyć pracochłonna. Optymalizacja rozdziału obciążeń w pracy elektrociepłowni Głównym celem pracy elektrociepłowni jest produkcja ciepła użytkowego, natomiast produkcja energii elektrycznej odbywa się w skojarzeniu z produkcją ciepła i jest od niej ściśle uzależniona. Należy zaznaczyć, że ciepło produkowane jest zarówno w wodzie sieciowej dla celów ciepłowniczych, jak i w parze technologicznej sprzedawanej do zakładów przemysłowych. W procesie technologicznym odbiorcy zazwyczaj potrzebują pary na kilku poziomach ciśnienia. Zapotrzebowania na ciepło w wodzie sieciowej i parze technologicznej nie są stałe zmieniają się w zależności od zewnętrznych warunków pogodowych i cyklu produkcyjnego u odbiorców pary technologicznej. Elektrociepłownie zaspokajają zapotrzebowanie na ciepło użytkowe poprzez pracę turbozespołów różnego typu i urządzeń szczytowych stacji redukcyjno-schładzających oraz kotłów wodnych w okresach, gdy pracujące turbozespoły nie są w stanie wyprodukować wymaganej ilości ciepła. Produkcja ciepła w wodzie sieciowej lub parze technologicznej odbywa się na kilku urządzeniach jednocześnie, a para kierowana do ciepłownictwa charakteryzuje się różnym stopniem wykorzystania w turbinach. Sposób obciążania poszczególnych turbozespołów i ich upustów ma zatem istotny wpływ na produkcję energii elektrycznej i efektywność pracy całej elektrociepłowni. Służby elektrociepłowni decydują o rozdziale obciążeń na poszczególne urządzenia najczęściej tylko na podstawie własnych doświadczeń i bardzo uproszczonych wytycznych. Należy podkreślić, że taki rozdział obciążeń jest daleki od optymalnego, gdyż obsługa nie jest w stanie uwzględniać na bieżąco wszystkich czynników decydujących o efektywności produkcji. Dzięki wdrożeniu oprogramowania wspierającego służby elektrociepłowni w podejmowaniu decyzji o rozdziale obciążeń na poszczególne urządzenia i prognozującego wpływ proponowanych zmian na obniżenie zużycia paliw można znacząco obniżyć koszty wytwarzania. W opisanych wyżej warunkach głównymi celami algorytmu optymalizacji pracy elektrociepłowni są maksymalizacja produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu i minimalizacja kosztów wytwarzania poprzez wspomaganie służb elektrociepłowni w zakresie uruchamiania i pracy poszczególnych turbozespołów oraz obciążania upustów ciepłowniczych i technologicznych oraz wylotów turbin. Przy budowie algorytmu uwzględnia się: zmiany sprawności poszczególnych grup stopni turbiny ze zmianą strumienia pary przypływającej przez każdą z części turbiny, wpływ parametrów i strumienia wody sieciowej na efektywność pracy turbozespołów, wpływ pracy z całkowicie lub częściowo wyłączoną regeneracją wysokoprężną na jednostkowe zużycie energii chemicznej paliwa elektrociepłowni, model matematyczny pracy wymienników ciepłowniczych, straty związane z uruchamianiem poszczególnych urządzeń, zmiany żywotności urządzeń w wyniku ich uruchamiania. Należy zauważyć, że analiza obejmuje nie tylko stany chwilowe, ale również dłuższe okresy, na które jest znane zapotrzebowanie na ciepło użytkowe. Przy proponowanych zmianach obciążeń uwzględnia się niepewności wyznaczania poszczególnych wielkości oraz fakt, że określona prognoza zapotrzebowania na ciepło użytkowe może być obarczona znaczącym błędem. Rezultatem pracy są: wyniki optymalnego rozkładu obciążeń turbozespołów i ich poszczególnych upustów ciepłowniczych, wskazówki dotyczące załączania i odstawiania poszczególnych turbozespołów, wskazówki dotyczące pracy regeneracji wysokoprężnej, obliczenia kosztów wytwarzania ciepła użytkowego w podziale na ciepło w wodzie sieciowej i poszczególne poziomy ciśnień, na których jest produkowana para technologiczna, obliczenia wskaźników (wrażliwości) pokazujących wzrost zużycia paliw i kosztów wytwarzania przy odchyleniach od podanego optymalnego rozkładu obciążeń turbozespołów i ich upustów ciepłowniczych, obliczenia możliwości zwiększenia produkcji ciepła użytkowego bez konieczności uruchamiania dodatkowych urządzeń. Matematyczny model algorytmu jest zapisany za pomocą równań nieliniowych, których liczba zależy od ilości turbozespołów oraz poziomów ciśnień, na których para jest pobierana z turbin do wymienników ciepłowniczych. Warunkami ograniczającymi zastosowanie tego modelu są minimalne i maksymalne obciążenia turbozespołów, minimalne i maksymalne obciążenia poszczególnych upustów ciepłowniczych oraz czasy uruchamiania turbozespołów. Przyjmuje się też minimalną zmianę obciążenia (która jest rozpatrywana i proponowana obsłudze) oraz uwzględnia się czynniki bezpieczeństwa zaspokojenia zapotrzebowania na ciepło (rozważane jest prawdopodobieństwo wystąpienia określonych awarii). Równania opisujące proces obejmują charakterystyki sprawności poszczególnych części turbin w zależności od strumienia pary przepływającego przez te części, równania opisujące pracę wymienników ciepłowniczych oraz modele pracy kotłów parowych. Planowanie produkcji ciepła i energii elektrycznej Celem zastosowania systemów wspierających planowanie produkcji ciepła użytkowego i energii elektrycznej jest: skrócenie czasu planowania, zwiększenie dokładności planowania i monitorowanie realizacji opracowanego planu. strona 623 (51)
Planowanie produkcji ciepła użytkowego i powiązanej z nią produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu ma istotne znaczenie w optymalizacji kosztów pracy elektrociepłowni. W przypadku braku możliwości realizacji zaplanowanej produkcji energii elektrycznej elektrociepłownia musi kupować energię elektryczną po stosunkowo wysokiej cenie lub sprzedawać ją po cenie stosunkowo niskiej. Problemy te dotyczą głównie elektrociepłowni pracujących w pełnym skojarzeniu, w których ciepło w wodzie sieciowej produkowane jest w wymiennikach sieciowych zasilanych parą z wylotów turbiny. Planowanie produkcji ciepła użytkowego odbywa się na podstawie algorytmu opartego na sieciach neuronowych i uwzględnia stan pracy sieci cieplnej na chwilę wykonywania planu oraz najbardziej aktualną prognozę pogody. Na podstawie planu zapotrzebowania na ciepło użytkowe i charakterystyk wykorzystywanych w TKE do obliczeń wskaźników dla pracy elektrociepłowni ostatecznie wykonuje się plan produkcji energii elektrycznej. Należy podkreślić, że w całym procesie planowania produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu występują znaczące niepewności pomiarowe. Pierwszym i najważniejszym czynnikiem odpowiadającym za błędy w planie produkcji energii elektrycznej jest prognoza pogody. Ponadto nawet przy założeniu istnienia idealnej prognozy pogody plan zapotrzebowania na ciepło użytkowe jest obarczony trudną do oszacowania niepewnością pomiarową. Niepewność planowania produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu nawet przy założeniu bezbłędnej prognozy ciepła użytkowego wynosi co najmniej ±1%. Uwzględniając występujące na każdym etapie planowania niepewności pomiarowe można szacować, że łączna niepewność pomiarowa planowanej produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu nie będzie mniejsza niż ±2%. Należy podkreślić, że korzystanie z narzędzi planujących produkcję ciepła użytkowego i energii elektrycznej nie zwiększy znacząco dokładności ich prognoz produkcji w skojarzeniu. Pozwoli jednak uniknąć większych błędów w prognozach wynikających z ograniczonego czasu na ich wykonanie. Bardzo istotnym elementem systemu jest również monitorowanie wykonania planu połączone z modyfikowaniem prognozy ze względu na zmiany prognozy pogody i aktualny stan pracy sieci cieplnej. Pozwala to na wcześniejsze zaplanowanie przegrzewów wody sieciowej na zasilaniu sieci (w dopuszczalnych granicach), zmian pracy regeneracji wysokoprężnej lub w ostateczności optymalnego ze względu na ceny momentu odstąpienia od planu i dokonania transakcji na rynku energii elektrycznej. Rys. 1. Przykład prezentacji wyników pracy systemu TKE w postaci map synoptycznych strona 624 (52) październik 2012
Prezentacja wyników pracy sytemu Systemy informatyczne implementowane przez ENERGOPOMIAR mają rozbudowane możliwości prezentacji wyników obliczeń [1]. Użytkownik może zestawić wyniki za pomocą różnego typu raportów, wykresów, map synoptycznych czy też tabel. Na rysunku 1 pokazano jedynie przykład prezentacji wyników za pomocą map synoptycznych. Podsumowanie W artykule poruszono zagadnienia związane z systemami informatycznymi wspierającymi wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej. W szczególności omówiono metodykę wyznaczania wskaźników całkowitego i jednostkowego zużycia energii chemicznej paliwa, przedstawiając trzy metody z uwzględnieniem ich zalet i wad. Omówiono również specyfikę wyznaczania odchyleń pozwalających ocenić stan techniczny i eksploatację urządzeń w przypadku elektrociepłowni. Następnie omówiono zagadnienia dotyczące wyłącznie pracy elektrociepłowni zawodowych i przemysłowych: optymalizację rozdziału obciążeń w celu maksymalizacji produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu i/lub optymalizacji kosztów wytwarzania, planowanie produkcji ciepła użytkowego i energii elektrycznej. LITERATURA [1] Cholewa R.: Nowe systemy bilansowania i nadzoru eksploatacji metodą TKE funkcjonalne narzędzie dla służb elektrowni i elektrociepłowni, Energetyka 2011, nr 8. [2] PN-93/M35500: Metodyka obliczania zużycia paliwa do wytwarzania energii elektrycznej, cieplnej i mechanicznej. [3] PN-EN 12952-15: Kotły wodnorurkowe i urządzenia pomocnicze. Część 15: Badania odbiorcze, 2006 r. [4] PN-EN 60953-2: Wymagania dotyczące cieplnych badań odbiorczych turbin parowych. Metoda B, 2000 r. [5] ANSI/ASME PTC 6A-1982: Appendix A to Test Code for Steam Turbines. Numerical examples of Various Turbine Calculations. [6] Wyniki prac zrealizowanych przez ENERGOPOMIAR Sp. z o.o. (niepubl.). q Agnieszka Wypych ENERGOPOMIAR Sp. z o.o., Zakład Techniki Cieplnej Współspalanie biomasy z węglem wpływ na sprawność kluczowych elementów bloku energetycznego 1) Co-combustion of biomass and coal its influence on efficiency of the main power unit elements Współspalanie biomasy z węglem w istniejących elektrowniach węglowych niesie za sobą efekty ekonomiczne, ekologiczne i społeczne. Dla uzyskania wysokiej efektywności procesu należy jednak wprowadzić pewne zmiany w istniejącej strukturze obiektu wiążące się często z dodatkowymi kosztami inwestycyjnymi. Zmiany te są wynikiem różnic między właściwościami fizykochemicznymi paliwa projektowego (węgla) i biomasy, w tym wartości opałowej, gęstości, zawartości wilgoci i popiołu, które wpływają na przebieg i stabilność procesu spalania. Te odmienne 1) Artykuł oparty na referacie wygłoszonym podczas IV Konferencji Szkoleniowej Zakładu Techniki Cieplnej Optymalizacja procesów energetycznych dobra praktyka inżynierska w energetyce i przemyśle, zorganizowanej przez ENERGOPOMIAR Sp. z o.o. Bronisławów, 23 25 kwietnia 2012 r. właściwości paliwa biomasowego bywają również głównym powodem przeprowadzenia modernizacji lub wprowadzenia zupełnie nowych urządzeń, na przykład do transportu, magazynowania i podawania biomasy do paleniska, do istniejącego schematu technologicznego danego obiektu. Dotychczasowe doświadczenia związane z pracą obiektów zaprojektowanych na spalanie tylko biomasy świadczą o możliwości efektywnego prowadzenia tego procesu. Współspalanie może opierać się na wspólnym podawaniu do kotła przygotowanej w instalacji biomasy mieszanki biomasy z węglem lub na osobnym podawaniu do kotłów fluidalnych, pyłowych i rusztowych (zarówno nowych, jak i istniejących jednostek) biomasy i węgla. Często jednak warunkiem efektywnej realizacji procesu współspalania w kotłach przeznaczonych do spalania strona 625 (53)
węgla jest zachowanie określonego dla danego rodzaju biomasy i typu kotła udziału biomasy w mieszance paliwowej. W niniejszym artykule skupiono się na elemencie bloku, jakim jest kocioł. Dane i wnioski oparto głównie na wynikach prac ENERGOPOMIARU. W zakresie tych prac znajduje się: rozliczanie produkcji energii pochodzącej z odnawialnych źródeł energii (OZE), wykonywanie pomiarów kotłów i urządzeń pomocniczych oraz ocena wpływu współspalania biomasy z węglem na warunki pracy kotła oraz wskaźniki energetyczne i emisyjne. ENERGOPOMIAR przeprowadził wiele testów, prób (m.in. próby eksploatacyjne w celu uzyskania lub rozszerzenia posiadanej koncesji) oraz pomiarów kotłów, podczas których biomasa była spalana wspólnie z węglem. Badania te były prowadzane na różnych rodzajach instalacji kotłowych w elektrowniach i elektrociepłowniach. Ze względu na różnorodność występujących rozwiązań technologicznych (rodzaj kotła, stopień wymieszania współspalanych paliw oraz ich różne właściwości) wyniki badań kotłów były bardzo różne. W artykule zwrócono również uwagę na wpływ współspalania biomasy na sprawność bloku. Nie jest on ani łatwy do oceny, ani tak widoczny jak w przypadku sprawności kotła. Przeprowadzone do tej pory przez ENERGOPOMIAR pomiary bloku wykonywane były głównie podczas spalania węgla. Uzyskane wówczas wyniki oraz wskaźniki dla bloku przy współspalaniu biomasy były przeliczane przy pomocy sprawności paliwowej kotła wyznaczonej podczas pomiaru kotła. Wartości przy pomiarach spalania biomasy były jedynie wyrażane jako wartości w warunkach przeliczeniowych, a odchylenia wartości parametrów pomiarowych od warunków przeliczeniowych uwzględniano poprzez zastosowanie krzywych korekcyjnych producenta turbozespołu. W artykule podjęto próbę oceny różnic parametrów czynnika obiegowego w układzie woda-para uzyskiwanych przy spalaniu węgla i biomasy. Należy zaznaczyć, że na odmienne wartości parametrów pary przed turbiną, uzyskiwane przy współspalaniu węgla i biomasy, mają wpływ nie tylko warunki spalania w kotle, ale również właściwości chemiczne spalanego paliwa. Metodyka wyznaczania sprawności kotła, turbozespołu, bloku Stosowanymi aktualnie normami, według których mierzone są parametry kotła i wyznaczana jest jego sprawność, są normy DIN 1942:1994: Badania odbiorcze kotłów parowych oraz PN-EN 12952-15:2006: Kotły wodnorurowe i urządzenia pomocnicze Część 15: Badania odbiorcze. Jedną z metod wyznaczenia sprawności kotła jest metoda pośrednia, w której sprawność jest wyznaczana poprzez określenie strat cieplnych w kotle. Można zauważyć, że do bilansu cieplnego bloku brana jest pod uwagę sprawność paliwowa kotła wyznaczana według definicji normy ASME PTC 4.3. Sprawność paliwowa jest stosowana w obliczaniach wielkości charakterystycznych bloku odniesionych do zużycia energii chemicznej paliwa i stanowi stosunek wydajności cieplnej kotła do strumienia energii chemicznej paliwa. Nie uwzględnia ona, w przeciwieństwie do sprawności kotła, strumieni energii tak zwanych innych niż strumień energii w paliwie do kotła. Do strumieni tych zalicza się, w zależności od przyjętej osłony bilansowej, energię do napędu młynów, pomp cyrkulacyjnych, dmuchaw oraz energię w parze do parowego podgrzewacza powietrza. Metodyka pomiarowa w zakresie pomiarów turbozespołu opiera się na zaleceniach normy PN-EN 60953-2:2000: Wymagania dotyczące cieplnych badań odbiorczych turbin parowych Metoda B. Szeroki zakres dokładności dla różnych typów i wielkości turbin parowych. Podczas pomiarów kotła i turbiny mierzone są wszystkie wielkości niezbędne do przeprowadzenia obliczeń. η k η r η t η w η m η g η eo P G Sprawność bloku brutto wyrażana jest następująco [1]: gdzie: sprawność kotła, sprawność rurociągów, sprawność teoretyczna obiegu, sprawność wewnętrzna turbiny, sprawność mechaniczna turbozespołu, sprawność prądnicy, sprawność energetyczna obiegu, moc elektryczna uzyskiwana na zaciskach prądnicy, kw; strumień energii w paliwie doprowadzonym do paleniska, kj/s. Część wytwarzanej w elektrowni energii zużywana jest na tak zwane potrzeby własne (np. napędy silników młynów, wentylatorów, pomp). Zużycie mocy przez urządzenia potrzeb własnych pozwala wyrazić sprawność netto bloku jako: gdzie: P pw moc potrzeb własnych, kw; P n moc netto oddawana do sieci, kw; przy czym: Objaśnienia wielkości występujących we wzorach (1) i (2) warto uzupełnić dodatkowym komentarzem. Sprawność teoretyczna obiegu, sprawność wewnętrzna turbiny Obieg cieplny elektrowni parowej nazywany jest obiegiem Rankine a. Na sprawność teoretyczną obiegu wpływ mają parametry wody zasilającej, pary za kotłem oraz pary po izentropowym jej rozprężaniu w turbinie. Osiągane wartości tej sprawności są najniższe spośród wszystkich składowych sprawności bloku i wynoszą około 37 56%. Na sprawność wewnętrzną turbiny wpływ mają parametry pary za kotłem, pary po izentropowym jej rozprężaniu oraz politropowym rozprężaniu w turbinie. Osiągane wartości tej sprawności wynoszą około 70 91%. Sprawność mechaniczna turbozespołu, sprawność prądnicy Opory tarcia w łożyskach turbiny oraz zużycie energii przez pompy olejowe wywołują straty mechaniczne, które ujęte są (1) (2) strona 626 (54)
w wyliczeniach sprawności mechanicznej. Wartość tej sprawności wynosi 96 99%. Stosunek mocy elektrycznej uzyskiwanej na zaciskach prądnicy do mocy użytecznej na wale wyraża sprawność prądnicy. Wartość tej sprawności wynosi 95 99%. Sprawność rurociągów Utraty ciepła w rurociągach przesyłowych spowodowane niedokładnie wykonaną izolacją termiczną oraz stratami (liniowymi i miejscowymi) ciśnienia przy przepływie pary uwzględnione są w sprawności rurociągów. Wartość tej sprawności zależy od parametrów pary za kotłem i przed turbiną oraz parametrów wody zasilającej i wynosi 98 99%. Z powyższego wynika, że dodanie biomasy do węgla w największym stopniu może wpływać na sprawność kotła. Natomiast w wyniku obniżenia temperatury pary: zmniejsza się sprawność teoretyczna obiegu, praktycznie nie zmienia się sprawność rurociągów, może wzrosnąć sprawność mechaniczna turbozespołu. Zwiększenie mocy potrzeb własnych może spowodować spadek sprawności netto bloku. Spadek sprawności kotła związany z niższą wartością opałową paliwa powoduje zwiększenie zużycia paliwa, dlatego w wyniku dodania biomasy do węgla niekoniecznie zmniejszy się zużycie węgla. Przy współspalaniu biomasy z węglem zmienia się rozkład temperatur spalin na drodze ich przepływu oraz ciepła przejmowanego przez powierzchnie ogrzewalne. Często zmniejsza się ilość ciepła przejmowanego w komorze paleniskowej oraz przegrzewaczu, co powoduje wzrost ilości ciepła w spalinach opuszczających komorę paleniskową. Wiąże się to także z większą zawartością wilgoci w biomasie, która powoduje zwiększenie ilości spalin i przyczynia się do wzrostu ich prędkości przepływu oraz wzrostu temperatur spalin wylotowych, a w konsekwencji do wzrostu straty wylotowej. Wyniki badań Praktyczne wyliczenia oparte na kilku przykładowych pomiarach przeprowadzonych w Zakładzie Techniki Cieplnej [2 7] przedstawiono poniżej. Do analizy przyjęto wyniki z pomiarów pięciu kotłów różnych typów: fluidalnego CFB, rusztowych EKM 50 i OR-32/80 oraz pyłowych OP-380b na węgiel brunatny i OP-650 na węgiel kamienny. Wyniki dotyczące sprawności i poszczególnych strat cieplnych tych kotłów przedstawiono na rysunkach 1 5. Paliwo Wartość opałowa ( ) oraz zawartość wilgoci całkowitej (W c ) spalanego podczas pomiarów paliwa w stanie roboczym kształtowały się na poziomie: przy pomiarach kotła fluidalnego typu CFB: = 6 8 MJ/kg i W c = 47 60% dla zrębków drzewnych, = 10 MJ/kg i W c = 38% dla wierzby energetycznej, = 22 23 MJ/kg i W c = 11 17% dla węgla, 24 MJ/kg i W c 13% dla mieszanki biomasy z węglem; Zawartość części palnych popiół denny % 0,7 0,6 0,4 0,8 0,6 0,9 popiół lotny % 14,9 7,3 12,7 11,3 7,5 8,3 Temperatura spalin za kotłem C 100 119 110 137 151 148 Parametry pary za kotłem temperatura C 463 511 478 514 515 514 strumień kg/s 31,4 78,2 31,4 78,0 75,8 76,0 Rys. 1. Sprawność kotła fluidalnego typu CFB na węgiel kamienny i poszczególne straty cieplne Zawartość części palnych żużel % 43,77 38,86 61,70 43,20 49,63 36,61 50,23 47,69 popiół lotny % 0,61 0,72 0,90 0,45 0,61 0,39 0,56 0,74 Temperatura spalin za kotłem C 188 186 187 182 186 181 181 183 Parametry pary za kotłem temperatura pary świeżej C 510 515 505 503 506 503 515 506 strumień pary świeżej t/h 363,3 353,5 367,6 357,1 368,4 358,6 352,5 358,7 temperatura pary wtórnej C 534 536 535 527 535 527 534 532 Rys. 2. Sprawność kotła pyłowego typu OP-380b na węgiel brunatny i poszczególne straty cieplne strona 627 (55)
Zawartość części palnych żużel % 18,2 15,2 19,4 29,9 22,9 26,9 22,0 18,7 29,2 22,8 popiół lotny % 11,8 19,6 22,1 17,6 21,9 30,0 19,3 18,2 24,3 15,5 Zawartość części palnych żużel % 10,1 16,8 27,3 popiół lotny % 24,3 21,5 26,7 Temperatura spalin za kotłem C 214 200 187 218 205 182 204 219 183 219 Temperatura spalin za kotłem C 183 187 191 Parametry pary świeżej za kotłem temperatura C 450 442 421 444 438 424 441 442 423 443 strumień t/h 44,5 33,3 24,0 41,1 31,5 26,7 30,5 39,8 22,1 39,5 Parametry pary świeżej za kotłem temperatura C 494 494 490 strumień t/h 19,2 18,9 16,4 Rys. 3. Sprawność kotła rusztowego typu EKM 50 na węgiel kamienny i poszczególne straty cieplne Rys. 4. Sprawność kotła rusztowego typu OR-32/80 na węgiel kamienny i poszczególne straty cieplne = 7 8 MJ/kg i W c = 50 57% dla biomasy, 23 25 MJ/kg i W c 7 9% dla węgla; przy pomiarach kotła rusztowego typu OR-32/80 i podawaniu biomasy w postaci łuski słonecznika: 20 MJ/kg i W c 10%, przy czym właściwości biomasy nie odbiegały od właściwości spalanego węgla, a w pomiarach przy współspalaniu wartość opałowa biomasy była nawet minimalnie wyższa od wartości dla węgla; przy pomiarach kotła pyłowego typu OP-650: = 19,6 20,4 MJ/kg i W c = 16 20% dla węgla, = 19,6 20,6 MJ/kg i W c = 12 16% dla mieszanki biomasy z węglem, przy czym różnice pomiędzy parametrami mieszanki a biomasy nie były widoczne ze względu na jej właściwości zbliżone do węgla. Zawartość części palnych żużel % 2,1 6,5 1,7 2,3 popiół lotny % 2,2 4,5 3,3 3,4 Temperatura spalin za kotłem C 161 162 157 162 Parametry pary za kotłem temperatura pary świeżej C 540 530 532 536 strumień pary świeżej t/h 672 684 576 683 temperatura pary wtórnej C 541 536 539 540 Rys. 5. Sprawność kotła pyłowego typu OP-650 na węgiel kamienny i poszczególne straty cieplne przy pomiarach kotła pyłowego typu OP-380b: = 14 15 MJ/kg i W c = 40 45% dla biomasy, 9 MJ/kg i W c 25% dla węgla, przy czym w czasie pomiarów spalane były różne biomasy, jednak parametry poszczególnych biomas (wytłoczyn z masłosza, peletów ze słomy oraz otrębów zbożowych) nie odbiegały znacznie od siebie; przy pomiarach kotła rusztowego typu EKM 50 i podawaniu biomasy w postaci zrębków drzewnych: Sprawność kotła Na podstawie uzyskanych w czasie pomiarów wyników można stwierdzić, że sprawność kotła była uzależniona od jakości spalanego paliwa, przy czym sprawność kotła ulegała większym zmianom w przypadku biomasy mokrej i o niższej wartości opałowej. Potwierdzają to wyniki pomiarów kotła fluidalnego i kotła pyłowego na węgiel kamienny. Należy zaznaczyć, że badany kocioł fluidalny został zaprojektowany na węgiel oraz biomasę i już na etapie projektowym zakładano spadek sprawności przy współspalaniu biomasy z węglem w odniesieniu do spalania samego węgla o około 1%. W przypadku kotłów pyłowych na węgiel brunatny różnice pomiędzy sprawnością przy spalaniu samego węgla a współspalaniu węgla z biomasą nie są tak widoczne, a często przy współspalaniu węgla brunatnego z biomasą zauważalny jest wzrost sprawności kotła, na co wpływają często gorsze właściwości energetyczne węgla brunatnego niż współspalanej biomasy. Na uzyskiwane wartości sprawności kotła wpływają poszczególne straty cieplne, głównie zaś strata wylotowa i niecałkowitego spalania. strona 628 (56)
Strata wylotowa Strata wylotowa zależy przede wszystkim od temperatury spalin mierzonej za ostatnią powierzchnią ogrzewalną kotła. Wartości tej temperatury przy współspalaniu biomasy były wyższe w czasie pomiarów kotła fluidalnego, pyłowego i rusztowego, natomiast w przypadku kotła pyłowego na węgiel kamienny były one nieco niższe. Ogólnie jednak strata wylotowa przy współspalaniu kształtuje się na nieco wyższym poziomie niż przy spalaniu samego węgla. Jest to spowodowane większą zawartością wilgoci w biomasie, nadmiarem powietrza w kotle oraz często konieczną większą wentylacją młynów, przez co zwiększa się ilość spalin. Przy biomasie o małej wilgotności strata ta jest na poziomie podobnym jak w przypadku spalania samego węgla. Strata niecałkowitego spalania Na wielkość straty niecałkowitego spalania wpływa przede wszystkim zawartość części palnych w odpadach paleniskowych oraz ilość tych odpadów (zależna od ilości popiołu wprowadzonego wraz z paliwem do kotła). W przypadku kotła fluidalnego przy współspalaniu biomasy widoczny jest wzrost straty niecałkowitego spalania. Nie jest to jednak reguła, gdyż na podstawie doświadczeń pomiarowych innych kotłów fluidalnych często zauważalny jest w takich przypadkach spadek zawartości części palnych w popiele dennym i lotnym. W przypadku kotłów pyłowych i rusztowych strata niecałkowitego spalania kształtuje się podobnie jak strata wylotowa. Dodatkowo strata ta zależy od udziału biomasy w mieszance paliwowej, co wiąże się z ilością popiołu w biomasie, która z reguły jest mniejsza niż w paliwie konwencjonalnym. W związku z tym przy dobrze wyregulowanym procesie i większych udziałach biomasy możemy zauważyć obniżenie straty niecałkowitego spalania. Strata niezupełnego spalania Na stratę niezupełnego spalania wpływa zawartość tlenku węgla (CO) w spalinach wylotowych z kotła. Dla obecnie eksploatowanych w krajowej energetyce kotłów strata ta jest z reguły marginalna i nie ma większego wpływu na wynik sprawności kotła. Zużycie energii na potrzeby własne Ogólnie rzecz biorąc, podczas współspalania biomasy z węglem zauważalny jest (choć czasami niewielki) wzrost poboru mocy na potrzeby własne kotła w porównaniu ze spalaniem węgla, co przedstawiono w tabelach 1 3. Tabela 1 Zużycie mocy przez urządzenia potrzeb własnych kotła fluidalnego typu CFB na węgiel kamienny Wyszczególnienie Urządzenia w zakresie węgla *), kw Urządzenia w zakresie biomasy **), kw Spalanie węgla 3 436 Spalanie biomasy 3 898 10 Suma, kw 3 436 3 908 Różnica w zakresie urządzeń węgla pomiędzy wartościami dla biomasy a węgla, kw 462 *) urządzenia kotła obejmowały: wentylator powietrza pierwotnego, wentylator powietrza wtórnego, wentylator wyciągowy spalin, pompę wody zasilającej, dmuchawy powietrza wysokoprężnego, podajniki węgla, urządzenia układu odprowadzania popiołu dennego i lotnego, elektrofiltr, dmuchawy kamienia wapiennego **) urządzenia kotła obejmowały: rozrzutnik biomasy, ładowarkę i obracarkę biomasy, przenośniki biomasy, wygarniacz biomasy, podajniki biomasy Zużycie mocy przez urządzenia potrzeb własnych kotła pyłowego typu OP-380b na węgiel brunatny Tabela 2 Wyszczególnienie *) do młynów podawano biomasę razem z węglem Węgiel Węgiel + wytłoczyny z masłosza (ok. 10% masowo) Węgiel + pelety ze słomy (ok. 10% masowo) Węgiel + otręby zbożowe (ok. 10% masowo) obciążenie kotła ok. 100% Moc wentylatorów powietrza, kw 495 495 511 500 Moc wentylatorów spalin, kw 1 562 1 630 1 637 1 588 Moc młynów *), kw 1 036 991 1 008 993 Suma, kw 3 093 3 116 3 156 3 081 Różnica pomiędzy wartościami sumy dla biomasy a węgla, kw 23 63-12 Zużycie mocy przez urządzenia potrzeb własnych kotła pyłowego typu OP-650 na węgiel kamienny Tabela 3 Wyszczególnienie Węgiel kamienny; 100% MCR Węgiel kamienny; 65% MCR Węgiel kamienny + biomasa agro (ok. 5% masowo); 100% MCR Węgiel kamienny + biomasa agro (ok. 5% masowo); 65% MCR Moc wentylatorów powietrza, kw 1 282 818 1 302 886 Moc wentylatorów młynowych, kw 1 951 1 942 2 017 1 961 Moc młynów, kw 630 422 602 467 Suma, kw 3 863 3 182 3 921 3 314 Różnica pomiędzy wartościami sumy dla biomasy a węgla, kw 58 132 strona 629 (57)
Urządzenia takie jak zespoły młynowe, wentylatory powietrza i spalin są szczególnie wrażliwe na zmianę kaloryczności paliwa. W przypadku biomasy o mniejszej zawartości wilgoci wzrost zużycia energii przez wentylatory powietrza i spalin nie jest tak widoczny lub zużycie tej energii jest nawet nieco niższe. Widoczny jest natomiast wzrost zużycia energii przez młyny w przypadku podawania do nich biomasy łącznie z węglem, co spowodowane jest zwiększonym wypełnianiem się młynów oraz wzrostem ich wentylacji. Na zużycie energii ma również wpływ zmiana podatności przemiałowej mielonego paliwa. Wzrost zużycia mocy przez urządzenia kotła pyłowego przy współspalaniu biomasy rośnie wraz ze spadkiem obciążenia kotła. Wzrost zużycia mocy przez urządzenia kotła fluidalnego w przytoczonym przykładzie (tab. 1) związany jest głównie z pracą dmuchaw powietrza wysokoprężnego. Praca urządzeń podawania biomasy nie wpłynęła znacząco na sumaryczne zużycie mocy. Sprawność bloku a dynamika kotła i parametry pary Z analizy powyższych wartości wynika, że największy wpływ na sprawność netto bloku, oprócz sprawności kotła i zużycia energii na potrzeby własne, ma entalpia pary przegrzanej przed turbiną, której wyższe wartości powodują zwiększenie sprawności obiegu Rankine a. Ogólnie rzecz biorąc, podczas prób wspólnego spalania biomasy w kotłach pyłowych obserwuje się niewielkie pogorszenie dynamiki pracy kotła i spadek wydajności parowej, co wiąże się z gorszą pracą urządzeń pomocniczych kotła, ale również ze spadkiem mocy bloku, który często obserwowano w przypadku kotłów pyłowych. Większe spadki wydajności przy współspalaniu biomasy zaobserwować można podczas pomiarów kotłów rusztowych. W przypadku kotłów fluidalnych współspalanie biomasy nie wpływa znacząco na spadek temperatury czy wydajności pary przegrzanej. Spalanie w takich kotłach następuje w warstwie fluidalnej, dzięki czemu paliwa gorszej jakości (np. biomasa) mają dobre warunki spalania. Dodatkowo w kotłach fluidalnych, w porównaniu z kotłami pyłowymi, nie obserwuje się szlakowania powierzchni ogrzewalnych, które powoduje powstawanie osadów utrudniających wymianę ciepła w kotle. Należy zaznaczyć, że w przypadku kotła fluidalnego zaprojektowanego do spalania węgla oraz węgla i biomasy, na etapie projektowym nie zakładano spadku temperatury pary świeżej przy współspalaniu. Z dostarczonych krzywych korekcyjnych dotyczących temperatury pary świeżej (T 1 ) i temperatury pary przegrzanej (T 10 ) dla bloku z kotłem pyłowym opalanym węglem kamiennym typu OP-650 i turbozespołem kondensacyjno-upustowym z międzystopniowym przegrzewem pary typu 13K215 wynika, że jednostkowe zużycie ciepła przez turbozespół (QJ) będzie mniejsze, a sprawność bloku brutto w odniesieniu do mocy prądnicy będzie większa o: 0,026% na każdy 1 C wzrostu T 1, 0,024% na każdy 1 C wzrostu T 10 ; natomiast moc bloku będzie większa o: 0,057% na każdy 1 C wzrostu T 1, 0,079% na każdy 1 C wzrostu T 10. Powyższe korekty stanowią zależność liniową, gdzie wzrost temperatury powoduje wzrost sprawności bloku. Podsumowanie W niniejszym artykule dokonano ogólnej analizy wpływu dodatku biomasy do węgla na zmianę sprawności bloku. Zmiana wynikająca ze współspalania w kotle biomasy z węglem związana jest głównie z odmiennymi parametrami paliwa, a co za tym idzie warunkami spalania w kotle. W konsekwencji często mamy do czynienia z obniżeniem sprawności kotła, zwłaszcza w przypadku kotłów, do których paliwem podstawowym jest węgiel kamienny. Dlatego szczególnie w tych kotłach warunkiem efektywnej realizacji procesu współspalania jest zachowanie odpowiedniego udziału biomasy w mieszance paliwowej. W kotłach specjalnie projektowanych do współspalania biomasy z węglem można podawać nawet bardzo duże udziały biomasy. Zwiększenie mocy potrzeb własnych powoduje spadek sprawności netto bloku. Podobne działanie wywołują niższe temperatury pary przegrzanej. W przypadku kotłów na węgiel brunatny podawanie biomasy daje często korzystniejsze właściwości energetyczne przy współspalaniu jej z węglem niż przy spalaniu samego węgla, a wzrost zużycia energii przez urządzenia kotła może być w tym przypadku mniejszy. Wiąże się to także ze wzrostem sprawności kotła i bloku. Podczas większości przeprowadzanych pomiarów przy współspalaniu biomasy z węglem praca kotła przebiegała stabilnie. Wpływ współspalania biomasy z węglem na sprawność bloku może być różny w przypadku poszczególnych bloków. W związku z tym należałoby dokonać szerszych pomiarów i pełnej analizy pod kątem wpływu różnych parametrów i czynników. Jest to szczególnie ważne w przypadku wprowadzenia nowego rodzaju biomasy. Okresowe przeprowadzanie takich pomiarów pozwoliłoby również ocenić stan powierzchni ogrzewalnych kotła i ich stopień degradacji oraz określić najlepsze warunki pod kątem eksploatacji instalacji. LITERATURA [1] Pawlik M., Strzelczyk F.: Elektrownie, Wydawnictwa Naukowo- Techniczne, Warszawa 2009. [2] Sohajko D.: Sprawozdanie z pomiarów cieplnych bloku po remoncie kapitalnym (...). Badania kotła, opracowanie ENER- GOPOMIAR Sp. z o.o., Gliwice 2010 (niepubl.). [3] Bieniek J.: Sprawozdanie z pomiarów cieplnych bloku po remoncie kapitalnym (...). Badanie turbozespołu i bloku, opracowanie ENERGOPOMIAR Sp. z o.o., Gliwice 2010 (niepubl.). [4] Zamorowski K.: Sprawozdanie z badań bilansowych kotłów EKM 50 (...), opracowanie ENERGOPOMIAR Sp. z o.o., Gliwice 2004 (niepubl.). [5] Szymanowicz R.: Sprawozdanie z badań kotła OR-32/80 (...), opracowanie ENERGOPOMIAR Sp. z o.o., Gliwice 2004 (niepubl.). [6] Lamch M., Sobota J.: Sprawozdanie z badań obiektowych oraz analiz chemicznych dla określenia możliwości współspalania paliw pochodzenia rolnego (...), opracowanie ENERGOPOMIAR Sp. z o.o., Gliwice 2009 (niepubl.). [7] Pawlaczek J., Lepich J., Wypych A., Łodej M.: Sprawozdanie z testów gwarancyjnych bloku ciepłowniczego (...). Pomiar gwarancyjny w zakresie wyspy kotłowej bloku ciepłowniczego. Pomiary kotła, opracowanie ENERGOPOMIAR Sp. z o.o., Gliwice 2004 (niepubl.). q strona 630 (58)
Kazimierz Zamorowski ENERGOPOMIAR Sp. z o.o., Zakład Techniki Cieplnej Analiza możliwości obniżenia minimum technicznego kotłów parowych na podstawie przeprowadzonych badań Analysis of possiblity to reduce technical minimum of steam boilers on the basis of the carried out investigations W związku ze zmiennym zapotrzebowaniem rynku na ciepło może wystąpić potrzeba obniżenia wydajności minimalnej kotłów w elektrociepłowniach. Obniżenie dotychczasowego minimum technicznego kotłów ułatwia dostosowanie ich wydajności do aktualnych, często zmniejszonych potrzeb sieci ciepłowniczej. Obniżenie minimalnej wydajności kotła wiąże się jednak ze zmianą wielu aspektów pracy kotła, jego urządzeń pomocniczych oraz urządzeń i instalacji z nim współpracujących. W celu zbadania tych aspektów konieczne jest przeprowadzenie analizy możliwości obniżenia minimum technicznego kotła. Analiza powinna obejmować następujące warunki i zagadnienia: zachowanie bezpieczeństwa pracy części ciśnieniowej kotła, zachowanie stabilności spalania w komorze paleniskowej, zachowanie niezbędnych parametrów pracy, dostosowanie zakresu regulacyjności urządzeń pomocniczych oraz współpracujących instalacji. W artykule omówiono wyżej wymienione aspekty obniżania minimum technicznego kotłów na podstawie wyników badań i analiz wykonanych przez ENERGOPOMIAR w tym zakresie, w szczególności kotłów OP-230, OP-140 i OP-430 [1 5]. Zachowanie bezpieczeństwa pracy części ciśnieniowej kotła W kotłach z naturalnym obiegiem czynnika roboczego w parowniku woda z walczaka spływa rurami opadowymi usytuowanymi najczęściej poza komorą paleniskową do komór zbiorczych, z których rurami wznoszącymi (ekranowymi) przepływa do walczaka. Ruch czynnika w parowniku, nazywany obiegiem lub cyrkulacją, odbywa się na skutek różnicy ciężarów właściwych wody w rurach opadowych i mieszaniny parowo-wodnej w ogrzewanych rurach ekranowych, przejmujących ciepło z komory paleniskowej. Obniżenie wydajności skutkuje obniżeniem obciążenia cieplnego komory paleniskowej, a co za tym idzie zmniejszeniem prędkości przepływu wody w rurach ekranowych. Pogarsza to warunki wytwarzające naturalną cyrkulację czynnika w parowniku. Cyrkulacja czynnika jest warunkiem niezbędnym do zapewnienia bezpiecznej pracy części ciśnieniowej kotła. Cyrkulująca mieszanina wody i pary w parowniku oraz przepływająca przez przegrzewacze para odbiera ciepło od spalin i jednocześnie chłodzi rury ekranowe i wężownice przegrzewaczy nie dopuszczając do ich przegrzania i zniszczenia. Dlatego istotne jest, aby przy obniżaniu wydajności kotła zachować bezpieczną prędkość minimalną przepływu w rurach ekranowych. Teoretyczne zależności dotyczące powstawania cyrkulacji czynnika roboczego w parowniku jako kryterium bezpiecznej pracy części ciśnieniowej kotła zostały szerzej omówione w artykule [1]. Przedstawiono w nim również przeprowadzone badania kotła OP-230, metodykę pomiarową oraz uzyskane wyniki pomiarów prędkości przepływu wody w rurach ekranowych w czasie prób, temperatury metalu rur ekranowych i przegrzewaczy pary, a także krotność obiegu oraz wnioski. Jednym ze sposobów umożliwiających zwiększenie prędkości przepływu wody w parowniku (poprawy cyrkulacji) jest obniżenie ciśnienia czynnika roboczego. Obniżenie ciśnienia wody zasilającej przy niskim obciążeniu kotła wpływa na zwiększenie udziału ciepła potrzebnego na odparowanie, co wynika z własności termodynamicznych pary wodnej. Zatem obniżenie ciśnienia wody zasilającej przy niskim obciążeniu wymusza większe obciążenie cieplne parownika i co za tym idzie zwiększa prędkość przepływu wody w ekranach. Powyższe przedstawiono na rysunku 1, jako zależność średniej prędkości przepływu wody w rurach ekranowych w funkcji ciśnienia pary przy 50% obciążenia kotła OP-230 [1]. Obniżenie ciśnienia pary w badanym przypadku z 13,5 MPa do 10,0 MPa przyczyniło się do wzrostu średniej prędkości z 0,88 m/s do 1,02 m/s. W celu zachowania bezpiecznych warunków pracy części ciśnieniowej kotła przy obniżaniu minimum należy wyznaczyć krzywą bezpiecznej cyrkulacji czynnika woda-para w parowniku, Rys. 1. Średnia prędkość przepływu wody w ekranach w funkcji ciśnienia pary za kotłem OP-230 strona 631 (59)
to jest zależność ciśnienia od wydajności kotła i utrzymywać punkt pracy na bezpiecznym polu, to jest poniżej krzywej. Na rysunku 2 pokazano przykładową zależność ciśnienia pary w walczaku od wydajności dla zachowania bezpiecznej cyrkulacji kotła OP-430 [5]. Rys. 2. Zależność ciśnienia pary od wydajności dla zachowania bezpiecznej cyrkulacji Zachowanie stabilności spalania w komorze paleniskowej O stabilności spalania w komorze paleniskowej, będącej warunkiem niezbędnym przy obniżonym minimum, decydują następujące główne czynniki: cechy konstrukcyjne układu paleniskowego kotła, w tym palników pyłowych, obciążenie cieplne pasa palnikowego komory paleniskowej oraz utrzymujące się temperatury spalin w tym rejonie, parametry spalanego paliwa, to jest wartość opałowa, zawartość części lotnych oraz zawartość wilgoci i popiołu, sposób eksploatacji. Obsługa kotła ma jedynie wpływ na sposób eksploatacji wybór układu pracujących młynów i sposobu prowadzenia pracy młynów, nadmiar powietrza za komorą paleniskową (zawartość tlenu w spalinach) i rozpływ powietrza pierwotnego, wtórnego oraz dopalającego do komory paleniskowej. W ograniczonym zakresie obsługa wpływa na parametry spalanego paliwa przez możliwości jego wyboru. O stabilności spalania, oprócz bezpośrednich obserwacji pracy układu paleniskowego i ewentualnych pulsacji płomienia w komorze paleniskowej, świadczą następujące parametry: podciśnienie spalin w komorze paleniskowej, różnica podciśnienia spalin w komorze (góra-dół), jasność płomienia kontrolowana przez czujniki lub fotokomórki. Przy obniżonym minimum, kiedy to należy szczególnie nadzorować stabilność spalania, obsługa kotła zwykle ma do dyspozycji kontroli stabilności spalania wyżej wymienione możliwości. Ponadto nadzór nad stabilnością spalania spełnia również układ zabezpieczeń kotła. Do układu zabezpieczeń od zaniku płomienia wchodzą zazwyczaj wielkości: sygnał jasności płomienia zwykle z trzech czujników (fotokomórek), różnica ciśnień w komorze paleniskowej góra-dół (np. Δp większe niż 120 Pa). Zabezpieczenie od zaniku płomienia wyłącza kocioł z ruchu po określonym czasie, np. po 3 s, jeśli w tym czasie pojawią się jednocześnie sygnały z dwóch fotokomórek oraz zostanie przekroczona wartość bezpieczna Δp. Do układu zabezpieczeń kotła mogą wchodzić ponadto następujące wielkości, działające w określonych warunkach: minimalny przepływ powietrza do kotła, jeśli jest mniejszy od wartości minimalnej, temperatura mieszaniny pyłowo-powietrznej za młynami, jeśli jest mniejsza od wartości minimalnej lub większa od wartości maksymalnej, ciśnienie spalin w komorze paleniskowej, jeśli nie mieści się w bezpiecznym zakresie, temperatura spalin, jeśli nie mieści się w bezpiecznym zakresie. Stabilność spalania badanych kotłów OP-140 i OP-430 [3 5] oceniono na podstawie bezpośrednich obserwacji płomienia w komorze paleniskowej, rejestracji podciśnienia spalin u góry komory paleniskowej i wskazań czujników jasności płomienia. Wyniki uzyskane przy obniżonym minimum porównano z wielkościami otrzymanymi przy dotychczasowym minimum. Z przeprowadzonej analizy wynikało, że przy najniższych badanych wydajnościach stabilność spalania badanych kotłów była wystarczająca. Na rysunku 3 podano przykłady dotyczące stabilności spalania dla kotła OP-430 współpracującego z instalacją odsiarczania spalin (IOS). Przedstawiono przebieg podciśnienia spalin podczas dwóch wybranych prób (próba nr 1 przy dotychczasowym minimum 250 t/h oraz próba nr 3 przy obciążeniu 205 t/h). Amplitudy wahań podciśnienia spalin u góry komory paleniskowej w poszczególnych próbach podczas obniżania minimum były do siebie zbliżone i utrzymywały się w zakresie 10 30 Pa. Rys. 3. Przebieg podciśnienia w komorze paleniskowej w czasie wybranych prób kotła OP-430 strona 632 (60)