3 Декабря 2019

Котел номер шесть

На Барнаульской ТЭЦ-3 в начале 1990-х был смонтирован первый и, как оказалось, последний в России котел со стационарным кипящим слоем. В последний раз его разжигали в начале 2000-х, после чего попытки прекратились – сейчас 20-метровая махина являет собой исключительно памятник несбывшихся инженерных надежд.

Поделиться в социальных сетях

Барнаульская ТЭЦ-3 – самая мощная и современная тепловая электростанция в Алтайском крае, и одна из таковых – во всей ОЭС Сибири. Первые котлы пиковой водогрейной котельной запустили здесь еще в 1976-1978 годы. А 19 декабря 1981 года, которое теперь считается днем рождения станции, включили первый энергетический котел и турбоагрегат №1. Промышленный пар и электроэнергия были нужны тогда расположенному по соседству заводу синтетического волокна, а тепло – для покрытия пиковых тепловых нагрузок Барнаула (тогда в городе уже работали две ТЭЦ).

Сегодня основной профиль БТЭЦ-3, как и у Барнаульской ТЭЦ-2 – теплофикация: при 445 МВт установленной электрической мощности станция способна выдавать 1450 Гкал/час тепловой энергии (из них 720 Гкал/час – мощность теплофикационных отборов турбин). Но пока максимум нагрузок не превышает 800-850 Гкал/час – по теплу в Барнауле сложился солидный резерв, даже с учетом выведенной в 2013 году из эксплуатации ТЭЦ-1. Сегодня БТЭЦ-3 обеспечивает теплом и горячей водой порядка 50% потребителей краевой столицы, в среднем вырабатывая по 2-2,3 млн Гкал ежегодно. А также покрывает до трети ежегодного спроса на электроэнергию в дефицитной краевой энергосистеме.

По данным СГК, которой принадлежат обе барнаульские ТЭЦ, удельный расход условного топлива на отпуск тепла у БТЭЦ-3 в среднем составляет около 176 кг на Гкал, а на отпуск электричества – около 275 грамм на кВт*час, что весьма неплохо для угольной теплоцентрали. КИУМ по электричеству колеблется в пределах 46-66%, по теплу – 43-49% (данные их Схемы теплоснабжения Барнаула). В настоящее время на БТЭЦ-3 эксплуатируется пять энергетических БКЗ-420-140-ПТ-2 и семь водогрейных котлов, девять РОУ, два паровых котла ДЕ-25/14-225 пиковой̆ котельной̆ и три паровых теплофикационных турбоагрегата: один ПТ-80 и два Т-175/210 (турбину со станционным №3 в 2016 году перемаркировали до 190 МВт).

Пять водогрейных котлов – все четыре КВГМ-116 и один из трех ПТВМ-100 – с конца 1990-х постепенно перевели с мазута на газ. Пиковая котельная сжигает газ и мазут (два котла ДКВР-10/13 в 2013 году были выведены из эксплуатации), но работает, как правило, лишь в сильные морозы, а также в периоды ремонтов основных котлов. Один из самых маломощных мазутных котлов используется еще реже – для запуска станции после остановов. Энергетические же котлы сжигают до 2 млн в год бурого угля Канского-Ачинского месторождения, который приходит в Алтайский край из Красноярского по железной дороге. Станция расположена на окраине Барнаула, в индустриальном районе, что позволяет ее трубе высотой 230 метров выбрасывать очищенные в электрофильтрах до 98% дымовые газы в сторону от центра города. На пиковой котельной установлена труба высотой 150 метров. 

В целом, все достаточно стандартно, если бы не один малоизвестный факт: именно на БТЭЦ-3 в 1992 году был установлен первый в России котел со стационарным кипящим слоем БКЗ 420-140 КС. Здесь ему присвоили станционный №6, и в те годы, пока на нем с переменным успехом вели пуско-наладку, пар даже удавалось доводить до рабочих параметров. Примечательно, что топки с кипящим слоем в России на «обычных» котлах за последние годы были оборудованы на некоторых котельных и даже крупных станциях – например, на Читинской ТЭЦ-2. Но опыт строительства больших котлов попытались освоить только в Барнауле. Почему ничего не получилось?

Основной профиль БТЭЦ-3 – теплофикация: при 445 МВт установленной электрической̆ мощности станция способна выдавать 1450 Гкал/час тепловой энергии.

Что такое кипящий слой?

Технологий сжигания твердого топлива, и не одного угля, довольно много, причем освоены они не только в энергетике, но и в металлургии (там топки называют печами), химической индустрии и др. В советских реалиях традиционным для котельных малой и средней мощности стал метод сжигания в слоевых механических топках – многим он известен как «ручной», когда уголь на решетку закидывали чуть ли не лопатами (на самом деле, большее распространение получили механизированные конструкции). На крупных же ТЭС освоили факельный метод пылеугольного сжигания в камерных топках. По названию понятно, что уголь сначала размалывают до размеров, измеряемых микронами, а затем вдувают в топку, где эта пыль сгорает во взвешенном состоянии. Качество размола при этом сильно влияет на эффективность процесса – чем мельче частицы, тем лучше теплоотдача.

Факельный метод позволил строить мощные топки, поэтому и получил широкое применения в угольной генерации, несмотря на необходимость дополнительных затрат на мельницы, бункеры и весь трудоемкий процесс размалывания кусков угля в пыль. Кстати, этот же метод был использован и для строительства уникального котла с кольцевой топкой паропроизводительностью 820 тонн/час, установленного на Ново-Иркутской ТЭЦ и успешно работающего с начала 2000-х. Улучшить метод пытались и за счет вихревых циклонных топок, конструкция которых была разработана в 1930-х для сжигания фрезерного торфа.

Но у всех этих методов был и есть один существенный недостаток – из-за высокой температуры сгорания топлива, которую необходимо поддерживать (свыше 1100 градусов по Цельсию), на выходе образуются выбросы оксидов азота. Решением проблемы и стала технология КС: при относительно низких температурах сжигания (от 800 до 950 градусов по Цельсию) образование в таких топках термических NOx снижалось на порядок. Остальные вредные выбросы могли уловить «добавки» из негорючих материалов – например, один только известняк помогал связать серу в топливе с зольным остатком, что снижало эмиссию диоксида серы с дымовыми газами. Среди преимуществ КС выделялись также высокий̆ коэффициент теплопередачи (за счет погружной поверхности нагрева: частицы топлива соприкасались с ней непосредственно, благодаря чему часть тепла передавалась не конвекцией, а теплопроводностью), а также возможность создания более компактного топочного устройства без системы пылеприготовления, что в теории помогло бы снизить удельные капзатраты на сооружение котлов, а также ремонтные расходы. 

«Топки с КС занимают промежуточное положение между топками слоевого сжигания и факельными топками. Со слоевыми топками их объединяет прежде всего возможность сжигания дробленки и наличие решетки, через которую в слой подается воздух. При повышении скорости воздуха, продуваемого через слой, наступает момент, когда аэродинамическая сила, действующая на каждую частицу топлива, преодолевает силы трения частиц друг о друга. Дальнейшее увеличение расхода воздуха приводит к псевдоожижению частиц топлива, слой как бы кипит (отсюда название «кипящий̆ слой»)», - говорилось в одной из научных статей инженеров В.Р. Котлера и Г.А. Рябова из ОАО «ВТИ». 

Технология КС – в теории – позволяла наладить использование на ТЭС широкой гаммы твердых топлив, в том числе высокозольных и низкосортных, с повышенными содержаниями серы и влаги (считалось, что доля таких углей будет расти по мере выработки качественных месторождений). Как отмечалось в одной из статей журнала «Энергосбережение и водоподготовка» (№4 за 2004 год), все эти преимущества давно были осознаны за границей – к тому времени там работало более 700 котлов со стационарным КС. Наиболее мощные – на электростанции Shawnee в США ( паропроизводительностью 500 тонн/час) и на ТЭС Takehara в Японии (в два раза мощнее). Наверняка с тех пор ситуация изменилась, тем более что технология не стояла на месте.

На Барнаульской ТЭЦ-3, по замыслу инженеров, за счет запуска котла №6 планировали снизить выбросы оксидов азота на 20-30%, а оксидов серы – аж на 70-80%, за счет связывания СаО (в минеральной части бурого угля Канско-Ачинского бассейна содержится оксид кальция). Также – в идеале – на станции собирались полностью отказаться от гидротранспортирования шлака в золоотвалы, расположенные в пойме реки Обь. Дело в том, что в качестве наполнителя КС изначально предполагалось использовать шамот, цементный клинкер или кварцевый песок. Но первые два материала стоили очень дорого, а песка требуемой фракции в Алтайском крае найти не удалось. И тогда разработчики решили использовать шлак от пяти работающих котлов БКЗ 420-140-ПТ-2, для чего даже была построена специальная сушилка и дробилка. Но всем этим мечтам не суждено было сбыться.

Какой получился котел?

В конструировании котла БКЗ 420-140-КС участвовали НПО ЦКТИ, ВТИ, ПО «Сибэнергомаш» и ВНИПИэнергопром, а само «железо» было произведено на Барнаульском котельном заводе. Котел должен был работать на давлении 13,8 МПа и при температуре 560 градусов по Цельсию, что относило его к низкотемпературным КС. По устройству это был тот же однобарабанный «пылеугольный» БКЗ 420-140 аналогичной паропроизводительности.

Ключевым отличием были размеры – котел КС получился на 12 метров ниже «обычного» 32-метрового (в котельном цехе БТЭЦ-3, даже при слабой освещенности, эта разница заметна невооруженным глазом), благодаря чему масса металла под давлением у него получилась в полтора, а общая масса металла – в 1,3 раза меньше, чем у БКЗ 420-140 с факельным сжиганием – или 1560 тонн против 2100 тонн соответственно. То есть на его изготовление ушло намного меньше стали, что, в теории, могло удешевить массовое производство таких котлов. 

По данным ЗАО «Элиттехнострой», которое в 2000-е занималось монтажом и пуско-наладкой котла, БКЗ 420-140 КС имел четыре самостоятельные топочные секции, расположенные попарно одна над другой в два яруса, четыре пакета экономайзера и общий воздухоподогреватель. Устройство отличалось тем, что каждая из секций имела мощность 25% от общей нагрузки котла и могла работать независимо друг от друга. По оценке разработчиков, нагрузку котла можно было регулировать в диапазоне от 70 до 100%. А за счет отключения отдельных секций – достигнуть минимальной̆ нагрузки, равной̆ трети номинальной̆ мощности.

Для подачи воздуха в топку были смонтированы два параллельно работающих напорных вентилятора. Скорость продуктов сгорания, проходящих через КС, составляла примерно 2,5 метра в секунду (максимум – 3,5 метра в секунду). «На котле предусмотрена система улова недожога, материала слоя и возврата их пневмотранспортом под кипящий слой растопочной секции», - отмечалось в статье Ю.Н. Втюрина и Г.П. Проня «Опыт освоения энергетического котла с кипящим слоем БКЗ 420-140-КС на Барнаульской ТЭЦ-3» (опубликовано в «Ползуновском вестнике» №1 за 2004 год). 

По словам директора Алтайского филиала СГК, директора Барнаульской ТЭЦ-3 Игоря Лузанова, вместе с котлом №6 на станции сразу же смонтировали и теплофикационную установку – в составе двух РОУ и четырех бойлеров, с отдельными сетевыми насосами. Предполагалось, что котел будет работать исключительно на теплофикацию – турбоагрегат к нему не ставили. Учитывая, что БТЭЦ-3 – станция с поперечными связями, эта установка работает и сегодня, но без участия котла №6.

Что-то не так с котлом

В открытых источниках «Кислород,ЛАЙФ» удалось найти самую «свежую» новость о запуске котла в опытно-промышленную эксплуатацию, датированную… февралем 2004 года! ИА «Амител», к примеру, тогда сообщало, что «пробная растопка производилась на четырех секциях, в работе были задействованы все агрегаты, узлы и системы»: «На этом этапе испытаний перегретый пар от котла использовался на теплофикационной установке для подогрева сетевой воды и выдачи тепловой энергии потребителям краевого центра… Котлоагрегат в полной мере продемонстрировал свою работоспособность, надежность и безопасность новой технологии сжигания твердого топлива в кипящем стационарном слое». 

Но и в той новости заявлялось, что «агрегат требует дальнейшей доводки»: «Так, нужна конструктивная доработка некоторых схем, отдельных элементов поверхностей нагрева и вспомогательного оборудования. Для полной сдачи в промышленную эксплуатацию проводится комплекс режимно-наладочных испытаний с обкаткой всех систем, узлов и агрегатов». 

С тех пор новостей о котле №6 в СМИ практически не появлялось.

«К сожалению, доработать котлоагрегат не удалось: многие конструкторские решения оказались несовершенны. В частности, сильно грешили системы подготовки и подачи топлива, а также системы поддува – при том, что на котле были смонтированы очень мощные нагнетательные насосы, которые и должны были создавать этот самый кипящий слой, - рассказал «Кислород.ЛАЙФ» Игорь Лузанов. – Кроме всего прочего, котел оказался крайне неремонтопригодным: значительная часть поверхностей нагрева, в частности, пароперегреватель, находились именно в КС, и мы столкнулись с высоким абразивным износом металла. А чтобы, например, обнаружить и ликвидировать любое повреждение, тот же свищ, нужно было сначала полностью «слить» весь кипящий слой. А потом его снова загрузить. В общем, все это, и много других недостатков, так и не позволило запустить котел №6 в полноценную промышленную эксплуатацию». 

Интересно, что разобрать этот неработающий гигант тоже до сих пор не получилось – по расчетам СГК, металл, из которого он сделан, не окупит затрат на демонтаж остатков этого изобретения. На БТЭЦ-3 ждут подходящего момента – например, если когда-нибудь мощности станции решат нарастить, тогда и появится экономический смысл для «очистки» ныне занятой ячейки. В прежние годы с котла №6 многое сняли в качестве элементов для ремонта действующего на станции оборудования. И сейчас эта 20-метровая махина стоит памятником не только нереализованным инженерным мечтаниям, но и десятков написанных научных диссертаций. 

Интересно, что неудачей закончился и проект строительства первого в России энергоблока электрической мощностью 330 МВт со сжиганием угля в котле с ЦКС, начатый еще в 2007 году на Новочеркасской ГРЭС (Ростовская область, входит в ПАО «ОГК-2», подробнее о нем смотрите по этой ссылке). Причем в рамках ДПМ! Но до сих пор этот энергоблок не выведен на проектную мощность и стабильную работу. В то время как в мире давно работает несколько сотен котлов с ЦКС различной производительности. Хотя и они уходят в прошлое – самыми современными теперь считаются энергоблоки с супер- и ультрасверхкритическими параметрами (УСКП) пара. 

Возможно, провал этих проектов предопределило то обстоятельство, что экспериментальное оборудование монтировали на действующей станции, ограниченной оперативными режимно-балансовыми условиями, необходимостью обеспечивать текущие тепловые нагрузки и бороться за собственную экономическую эффективность. Эксперименты в энергетике – вообще дело чрезвычайно рискованное, а порой даже опасное. Не случайно сейчас обсуждается идея обкатки газовых турбин большой мощности на специально построенной для этого опытной ТЭС.

Кроме того, как отмечали в Центре энергетики МШУ «Сколково», отрасль сильно пострадала из-за недоинвестирования: пресловутая «газовая пауза» (директивное замещение газом угля в балансе ТЭС в масштабах СССР) в 1970-х и 1980-х годах «привела к фактическому отсутствию спроса на экологически чистые технологии в угольной генерации в целом по стране». «Энергомашиностроительные компании не смогли в таких условиях довести опытно-конструкторские разработки (которые в 1990-х были в ВТИ, ЦКТИ и других отраслевых организациях) до коммерчески устойчивых продуктов», - отмечали эксперты в докладе «Угольная генерация: новые вызовы и возможности».

Директор Барнаульской ТЭЦ-3 Игорь Лузанов: «К сожалению, доработать котлоагрегат №6 не удалось: многие конструкторские решения оказались несовершенны».
Александр Попов шеф-редактор «Кислород.ЛАЙФ»
Если вам понравилась статья, поддержите проект