МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

 

Алматинский институт энергетики и связи

 

А.А.Кибарин

 

РЕЖИМЫ РАБОТЫ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ КОТЕЛЬНЫХ

УСТАНОВОК

 

Учебное пособие

 

Алматы 2008

В учебном пособии представлены сведения об основах эксплуатации энергетических котлов, о режимах их работы, приведены пусковые операции и пусковые схемы прямоточных и барабанных котлов. Представлены сведения об основных процессах происходящих на внешней стороне поверхностей нагрева паровых котлов. Рассмотрены основные повреждения и аварии паровых котлов.  Учебное пособие предназначено для студентов, обучающихся по специальности 050717 - Теплоэнергетика, всех форм обучения, выбравших специализацию – Тепловые электрические станции и Технология воды и топлива.

 Введение 

Котельная установка является одним из основных звеньев тепловой электрической станции (ТЭС), ее надежная и экономичная работа определяет общий характер работы станции в целом. Техническая эксплуатация котельных установок базируется на многолетнем опыте, обобщенном в ряде официальных документов. Оперативная деятельность обслуживающего персонала котельных агрегатов требует четкого знания конструкции оборудования, происходящих в нем технологических процессов и точного выполнения технологических и должностных инструкций.

Работа котельной установки складывается из ряда физических и химических процессов: горения топлива, теплообмена между продуктами сгорания и нагреваемой средой, различных внутрикотловых процессов. Эти процессы взаимосвязаны между собой и оказывают влияние на технические характеристики котельной установки: паропроизводительность, параметры пара, экономичность и надежность работы.

Работа котла никогда не протекает стабильно. Даже при равномерной нагрузке возможны колебания, приводящие к изменению характеристик пара  (изменение характеристик топлива, изменение температуры питательной воды и т.д.), поэтому для поддержания постоянства рабочих параметров пара и экономичности необходимо непрерывно контролировать и корректировать работу котла.

Плановые изменения в режиме работы котлов, связанные с необходимостью покрытия графика электрической нагрузки, требуют широких пределов регулирования, а иногда и ввода из резерва или останова котла. При этом задача персонала заключается в поддержании паропроизводительности по заданному графику, нормальных параметров и чистоты пара, в обеспечении надежности работы, в экономичном ведении процессов, с минимальными энергетическими потерями.

В соответствии с этим в книге изложены основные вопросы эксплуатации мощных энергетических котлов, рассмотрены по возможности физические явления в процессах, происходящих при работе котельного оборудования. Общее построение книги соответствует программе курса «Режимы работы и эксплуатация котельных установок», читаемого автором в Алматинском институте энергетики и связи с 1996 г.

 

1 Эксплуатационные режимы работы котлов

 

1.1 Режимы работы котельных агрегатов

 

Работа на ТЭС связана с выполнением графика электрической нагрузки, который изменяется крайне неравномерно. Различают суточный, недельный и сезонный графики нагрузки. Базовым считается режим в основном на нагрузке, близкой к номинальной, хотя допускается изменение нагрузок и даже останов котельных агрегатов на нерабочие дни. Полупиковым считается режим, при котором котел останавливается в резерв в ночное время в будние дни и на все выходные дни. Пиковым считается режим, когда котельный агрегат работает только для покрытия максимальных нагрузок.

Так как график электрической нагрузки крайне неравномерен, котельный агрегат должен работать в широком диапазоне нагрузок, иметь высокие маневренные свойства. В понятие маневренности котельных агрегатов входят: показатели, определяющие диапазон рабочих нагрузок котлов; пуско-остановочные характеристики оборудования; его динамические свойства; характеристики внезапных сбросов (набросов) нагрузки.

Условия эксплуатации оборудования при различных его нагрузках характеризуются регулировочным диапазоном и диапазоном допустимых нагрузок.

Режим работы на любой из нагрузок с незначительными отклонениями параметров пара называют стационарным. Режимы, характеризующиеся изменениями нагрузки, а также отклонениями параметров пара в результате внутренних или внешних возмущений, называют нестационарными.

Внутренними называют возмущения режима вследствие изменения одного или нескольких входных параметров котла (расход или температура питательной воды, расход топлива или воздуха и т. п.). Соответственно внешними называют возмущения, связанные с изменением выходных условий (таких, как давление пара в общестанционном коллекторе, нагрузка турбогенератора, степень открытия пускосбросных устройств и т. п.). Важным показателем является способность котла к быстрому изменению нагрузки, которую часто называют приемистостью. В основном она определяется динамическими свойствами котла, т. е. его реакцией на возмущения режима.

Частые остановы и пуски сказываются отрицательно на надежности котла, так как происходит преждевременный износ отдельных его частей за счет кратковременных превышений допустимых напряжений в условиях резкопеременного температурного режима.

Задачей оперативного персонала является поддержание наиболее благоприятного режима работы котла при данных условиях, в соответствии с режимной картой, при составлении которой используются рекомендации завода-изготовителя, данные наладки котла, руководящие циркуляры вышестоящих организаций и накопленный опыт эксплуатации.

 

1.2 Режимные карты

 

Режимные карты представляют собой документ, выполненный либо в виде таблицы, либо в виде графиков (рисунок 1) с указанием параметров, которые должны выдерживаться для надежной и экономичной работы котла. Режимные карты составляют по результатам испытаний при оптимальных, наиболее экономичных и надежных режимах, определенных нагрузках, качестве топлива и сочетаниях основного и вспомогательного оборудования. В случае установки на станции однотипного оборудования для каждого конкретного последующего котла испытания проводят в сокращенном объеме или не проводят (при этом используют режимную карту ранее испытанных котлов).

 

 

 

 

 

 

 

 

Время от времени режимные карты пересматривают и на основе дополнительных испытаний изменяют. Изменение режимной карты производится при переходе на новые виды (сорта) топлива, после проведения реконструкционных работ и капитальных ремонтов, а также с целью усовершенствования и повышения надежности оборудования и экономичности его работы.

В режимную карту входят:

·  давление и температура острого и промежуточного пара, питательной воды;

·  температура уходящих газов;

·  количество и сочетание работающих мельниц, горелочных устройств, дутьевых вентиляторов и дымососов;

·  состав продуктов сгорания (О₂ или СО₂);

·  показатели надежности и экономичности работы поверхностей или элементов котла;

·  расход воздуха на мельницы и их загрузка;

·  температура среды и металла некоторых, наиболее опасных с точки зрения перегрева поверхностей нагрева;

·  другие показатели, например характеризующие шлакование, загрязнение.

Кроме того, в режимной карте отражены:

·  периодичность включения средств очистки поверхностей нагрева и особые условия работы оборудования котла (например, степень открытия регулирующих воздушных и газовых шиберов, открытие шиберов первичного и вторичного воздуха горелок);

·  периодичность удаления шлака;

·  условия работы линий рециркуляции газов и рабочей среды.

При сжигании мазута в режимные карты дополнительно вносят температуру предварительного подогрева, при которой обеспечивается его надежное транспортирование по трубопроводам и распыление в форсунках.

По параметрам, входящим в режимную карту, настраивают защиты и системы автоматического регулирования. Паровые котлы, вводимые после монтажа, подлежат первичной наладке, на основе которой составляются временные режимные указания, действующие до завершения режимно-наладочных испытаний и появления режимной карты.

 

1.3 Эксплуатационные показатели работы котлов

 

Основные показатели работы котельных установок могут быть разделены на технологические, определяющие функциональные зависимости рабочих процессов, экономические и режимные.

Основными показателями тепловой экономичности котельных установок за данный период времени являются КПД, удельный расход условного топлива на выработку пара, а также удельный расход электроэнергии и теплоты на собственные нужды котла. Различают КПД брутто, %,

 

и КПД нетто, %,

 

где

В - расход топлива, т/мес. или т/год;

—теплота сгорания топлива, кДж/кг;

 —количество теплоты, переданной пару в котле, МДж/мес. или МДж/год;

q_э — количество теплоты топлива, затрачиваемой на потребляемую котлом электроэнергию и теплоту, МДж/мес или МДж/год; для котлов высокого давления, работающих на газе и мазуте, составляет 4 -5 %, а при работе на пылевидном топливе 5,5 - 8 %.

Коэффициент полезного действия котла определяется в основном его конструктивной характеристикой, режимом работы, видом топлива и качеством обслуживания. Для современных котлов средней и большой мощности, работающих на пылевидном топливе, h_бр= 88 - 92 %, а при работе на газе и мазуте h_бр = 90 - 94 %.

Удельный расход условного топлива на тонну выработанного пара данных параметров, т/т,

где D - количество выработанного пара, т/мес. или т/год.

Основными показателями режима работы котлов являются: годовой коэффициент рабочего времени и коэффициенты, характеризующие нагрузку котлов. Годовой коэффициент рабочего времени,

к_раб=t_раб/8760

где t_раб - число часов работы котла в году.

Полная продолжительность готовности агрегата к несению нагрузки, характеризуется коэффициентом готовности

к_гот= (t_раб+t_рез)/8760

где t_рез - продолжительность нахождения агрегата в резерве, ч.

Показателями, характеризующими режимы нагрузки котла, являются:

а) коэффициент использования тепловой мощности котлов, %,

к_и=SD/(SD_ном×t)

где SD - фактическая выработка пара котлами, т/год;

SD_ном - номинальная производительность котлов, т/ч;

t - фактическое время работы котлов, ч;

б) число часов использования установленной производительности котлов,
т. е. число непрерывной работы котлов при полной их производительности, при которой могла бы быть получена годовая выработка пара, ч,

t_ном=SD/SD_ном .

Использование установленной производительности котлов определяется графиком нагрузки, резервной производительностью, надежностью установленного оборудования и т.д. Снижение экономичности работы при увеличении числа часов использования указывает на работу агрегатов с нагрузкой выше экономичной или ухудшение их состояния.

 

1.4 Организация управления котлами

 

Организацией управления называют структуру связей между объектом управления, обслуживающим персоналом и устройствами для контроля и управления объектом. Система управления котла должна обеспечивать его работу с заданными оптимальными технико-экономическими показателями. Решение этой задачи определяется уровнем совершенства оборудования котельной установки, а также квалификацией и опытом персонала.

Оперативная деятельность обслуживающего персонала котельного агрегата требует четкого знания конструкции оборудования, происходящих в нем технологических процессов и точного выполнения должностных и технологических инструкций.

Управление котельными установками применяется индивидуальное, групповое и централизованное. При индивидуальной системе управления каждый котел обслуживается дежурным с одним-двумя помощниками, которые выполняют все необходимые операции. Установка подачи в котел питательной воды, система топливоподачи и золоудаления имеют свой дежурный персонал. В котельных установках малой мощности обязанности этого персонала выполняют дежурные, обслуживающие котлы. При групповом и централизованном управлении дежурный и его помощники обслуживают группу или все котельные установки данного объекта. Для обслуживания котельных установок средней и большой мощности кроме дежурных имеются также обходчики, которые контролируют работу элементов оборудования на месте их установки. При эксплуатации котельных установок малой и средней мощности преимущественно применяют частичную централизацию, т. е. индивидуальную и групповую системы управления. При этом необходимые устройства и приборы сосредоточивают на щитах управления, которые размещают на уровне основной площадки обслуживания котлов, а также на щитах управления питательной установки, системы топливоподачи, золоудаления - на местах установки этого оборудования.

Развитие централизации управления на мощных электростанциях привело к обслуживанию всего оборудования блока котел - турбина, дежурным персоналом с одного щита управления и исключению цеховой структуры административного разделения электростанции.

В современных котельных установках система управления включает следующие технические устройства - подсистемы:

·  информационную;

·  сигнализации;

·  дистанционного и автоматического управления;

·  автоматического регулирования;

·  технологической защиты и блокировок.

Информационная подсистема обеспечивает непрерывный сбор, обработку и представление информации о работе и состоянии оборудования и ходе технологического процесса, получение информации вспомогательного характера, необходимой для изучения установки, а также для составления технической отчетности и расчета показателей работы котла. Эта подсистема включает первичные и вторичные приборы и устройства для представления информации.

Подсистема сигнализации включает устройства, представляющие персоналу информацию о нарушениях в режиме технологического процесса или работы агрегатов при помощи светового или звукового сигналов. Сигнализация имеет функции привлечения внимания персонала к нарушению режимов работы агрегата или к аварийной ситуации и должна обеспечить понимание причины происходящего и исключить возможность ошибочных действий персонала. Технологическая сигнализация служит для предупреждения персонала о недопустимых отклонениях параметров; аварийная сигнализация дает представление о работе или останове механизмов.

Подсистема дистанционного и автоматического управления осуществляет дискретное воздействие на электрифицированные приводы механизмов и запорно-регулирующих органов. На современных котлах дистанционное управление достигает высокой степени централизации. Наиболее широ­ко применяется индивидуальное дистанционное управление для каждого электропривода.

Подсистема автоматического регулирования является одной из важнейших частей системы управления, так как она создает основу для автоматизации процессов, происходящих в котельной установке, и является высшей ступенью системы управления. Автоматическое регулирование повышает экономичность и надежность работы котельной установки, повышает производительность и облегчает условия труда персонала. Автоматическое регулирование выполняет следующие основные функции: стабилизирует и поддерживает параметры на заданном уровне (например, уровень воды в барабане, температуру перегрева пара и т. п.); поддерживает соответствие между зависимыми величинами (например, соотношение топливо - воздух в процессе горения); изменяет регулируемую величину во времени по определенному закону (например, режим горения во время разогрева агрегата); поддерживает оптимальное значение регулируемой величины, так называемой функции оптимизации (например, режим процесса горения), функции автоматического регулирования выполняют регуляторы различного типа. Наиболее распространена электронная система регулирования.

Подсистема технологической защиты и блокировки применяется для защиты от повреждений и предупреждения аварий. Устройство защит действует при глубоких нарушениях технологического процесса или неисправностях оборудования, грозящих вызвать аварийную ситуацию. При этом автоматически осуществляются отключение отдельных неисправных элементов оборудования, снижение нагрузки или остановка агрегата. В качестве технических средств защиты используют обычные контрольно-измерительные приборы, имеющие контактную систему и работающие в комплекте с датчиками температуры, давления, расхода и т. п.

Степень оснащения рассмотренными подсистемами котельных установок определяется их назначением (производственные и отопительные котельные установки, котлы электростанций), мощностью и условиями работы. Общей тенденцией развития автоматизации котельных установок является переход от автоматизации отдельных процессов и операций к полной, комплексной их автоматизации, что особенно наглядно проявляется на мощных современных электростанциях.

 

1.5 Стационарные режимы эксплуатации котлов

 

В общем случае эксплуатация котла ведется в соответствии с режимной картой, в которой на основе испытаний заданы основные режимные показатели.

При постоянной нагрузке регулирование экономичности процесса горения заключается в поддержании оптимального коэффициента избытка воздуха в топке (О_2т) и распределение воздуха по отдельным горелкам в соответствии с распределением топлива. Оптимальное значение a_т определяют исходя из минимальных значений потерь.

В эксплуатационных условиях важно обеспечить поддержание температур стенок труб в зоне обогрева не выше допустимых величин, определяемых примененной маркой стали и параметрами среды.

На барабанном котле дополнительно должен поддерживаться в допустимых пределах уровень воды в барабане. Его повышение приводит к уносу капель котловой воды, вследствие чего не только ухудшается качество пара, но и образуются внутренние отложения в трубах пароперегревателя, приводящие к росту температур их стенок, а иногда и к пережогу.

Помимо текущего контроля температурного режима котла состояние металла труб поверхностей нагрева, коллекторов и паропроводов, работающих при температурах 450 °С и выше, контролируют периодически путем измерения геометрических размеров и выполнением металлографического анализа вырезанных образцов.

Важным направлением работы эксплуатационного персонала является организация режима с минимальной интенсивностью протекания низкотемпературной коррозии хвостовых поверхностей нагрева и газоходов.

Стационарные режимы при работе котла на различных нагрузках неодинаковы. Зависимость значения данного параметра среды или показателя режима работы от нагрузки называют его статической характеристикой.

 

1.6 Нестационарные процессы в котлах

 

По условиям эксплуатации часто приходится изменять режим работы парового котла, связанный с переходом от одной стационарной нагрузки к другой. В период перехода от одного режима к другому аккумулированная в металле и рабочей среде теплота и запаздывание регулирования вызывают кратковременное нарушение материального и энергетического балансов котла и соответственно происходит изменение параметров, характеризующих его работу.

Изменение тепловыделения в топке и нарушение энергетического баланса в переходный период приводят к изменению тепловосприятия всех поверхностей нагрева котла. При увеличении тепловыделения в топке повышается паропроизводительность котла. Температура перегрева пара может увеличиваться или уменьшаться в зависимости от соотношения конвективных и радиационных поверхностей нагрева пароперегревателя. При конвективном пароперегревателе увеличение нагрузки на 10 % повышает температуру пара на 5 – 10 °С.

При неизменной подаче питательной воды уровень воды в барабане изменяется вследствие вытеснения ее паром из труб испарительной поверхности нагрева. При повышении тепловосприятия поверхностей нагрева в первый момент уровень воды в барабане повышается, а затем начинает снижаться. Зависимость изменения параметров, характеризующих работу котла в переходный период при увеличении тепловыделения в топке, показана на рисунке 2.

В прямоточном котле нет фиксированных конструктивных границ между экономайзерами, испарительными и пароперегревательными поверхностями нагрева. При изменении количества подаваемой питательной воды или тепловыделения в топке границы между отдельными элементами поверхности нагрева перемещаются. Увеличение тепловой нагрузки на 10% повышает температуру пара на 100 °С. При неизменном тепловосприятии и увеличении подачи питательной воды температура перегрева пара снижается. Уменьшение расхода воды на 10% увеличивает температуру пара на 110 °С. Таким образом, в прямоточном котле небольшое отклонение в переходный период тепловой нагрузки или расхода воды приводит к значительному изменению температуры перегрева пара.

Расход пара при изменении тепловой нагрузки остается постоянным или изменяется соответственно с изменением расхода воды. Вследствие изменения границ поверхностей нагрева изменяются масса среды, заполняющей трубы, и соответственно массовый расход пара, который будет больше или меньше расхода питательной воды в данный момент на значение изменения массы среды в трубах. Характер изменения расхода пара при возмущении по каналу тепловой нагрузки показан на рисунке 3.

В переходный период в барабанном и прямоточном котлах изменяется теплота, аккумулированная в среде, заполняющей трубы, а также в металле котла. Средой и металлом воспринимается или освобождается количество тепла, определяемое по формуле

 

 

Q_ак = S(G_мс_м+ G_срс_ср)q - S(G_мс_м + G_срс_ср)q₀

где

G_м и G_cp — массы металла и среды до возмущения и после, кг;

с_м, с_ср - теплоемкости металла и среды до возмущения и после, кДж/(кг×К);

q, q₀ - температуры металлa и среды до возмущения и после, К.

Одновременно изменяется и масса среды, заполняющая котел.

Количество теплоты и массы вещества котла называется аккумулирующей емкостью. Аккумулированная емкость среды зависит от ее объема и давления в котле. Большая аккумулированная теплота обеспечивает известную стабилизацию режима работы котла и снижает быстроту реакции на изменение внешней нагрузки. Но, с другой стороны, при любых неожиданных отказах оборудования позволяет в течение достаточного времени поддерживать режим работы, чтобы произвести необходимые переключения. Так, барабанный котел ТГМЕ-206 (блок 200 МВт) при погасании факела обеспечивает паропроизводительность, близкую к номинальной, в течение 50 с за счет допустимого (до 15%) снижения давления пара, а при переводе блока в режим собственных нужд (снятие внешней электрической нагрузки) - с небольшим расходом пара на турбину - поддерживает этот режим в течение 17-18 мин, достаточных для проверки причин ложного срабатывания автоматики. Прямоточный котел ПК-47 такой же мощности поддерживает режим собственных нужд при погасании факела в течение 4 мин.

В барабанных котлах аккумулированная емкость среды в 3 - 4 раза больше, чем в прямоточных.

 

2 Статические характеристики парового котла в нерасчетных режимах работы

 

При работе парового котла в режимах, отличных от расчетного, за счет различий тепловых характеристик отдельных его элементов происходит перераспределение тепловосприятий между радиационными и конвективными поверхностями нагрева. Это может привести к изменению параметров перегрева пара, температуры горячего воздуха, поступающего в топку, нагрева воды в экономайзере. Проанализируем изменения показателей работы котла при переходе от одного стабильного режима работы к другому. Характеристики, соответствующие любому стабильному режиму работы парового котла, называются статическими.

Тепловой режим топочной камеры при переходе на другую нагрузку изменяется не так заметно, как нагрузка, и определяется законами радиационного (лучистого) теплообмена, в котором определяющими являются адиабатная (максимальная) температура газов в ядре факела J_а и температура газов на выходе из топки J"_т.

Адиабатная температура горения J_а, °С характеризует максимальную теоретическую температуру газов, когда все тепловыделение в топке Q_т расходуется на нагрев газов

где (Vc)_г - усредненная теплоемкость газов при адиабатной температуре, кДж/(кг·К).

Адиабатная температура J_а практически не зависит от нагрузки, поскольку определяется в расчете на 1 кг (м³) топлива и несколько уменьшается при снижении нагрузки лишь из-за незначительного изменения Q_гв, которое составляет около 10% Q^р_н.

Температура на выходе из топки J"_т определяется размером тепловоспринимающих поверхностей экранов топки F^э_ст и значением воспринятого теплового потока рабочей средой в топочных экранах q_л.

Так, при изменении нагрузки D_n на 10 % температура газов на выходе из топки изменяется примерно на DJ"_т = 0,025J"_т (при обычной J"_т=1150–1200 °С). В итоге средняя эффективная температура газов в топочной камере, зависящая в большой мере от J_а, изменяется незначительно. Средний воспринятый тепловой поток поверхностью топочного экрана изменяется с нагрузкой следующим образом

где индексы н и х относятся соответственно к номинальной и любой пониженной нагрузке;

 

- относительная нагрузка.

Расход рабочей среды в топочных экранах прямоточного котла изменяется пропорционально нагрузке , поэтому теплоприращение рабочей среды в экранах топки

изменится при пониженной нагрузке в зависимости

Если принять снижение нагрузки, например, до 0,5D_Н, то значение

Таким образом, в радиационной поверхности при принудительном движении рабочей среды по мере снижения нагрузки имеет место повышение тепловосприятия (рисунок 4, а).

 

Рисунок 4 - Зависимость удельного тепловосприятия рабочей среды Dh в поверхностях нагрева от тепловой нагрузки котла: а - радиационные поверхности; б - конвективные поверхности; в - полурадиационные поверхности; 1 - равенство радиационной и конвективной составляющих теплообмена; 2 - превалирует конвективный теплообмен; 3 - превалирует радиационный теплообмен.

 

В барабанном паровом котле при снижении нагрузки увеличивается недогрев жидкости до кипения в нижних коллекторах экранов, что обеспечивает пропорциональное нагрузке уменьшение выхода насыщенного пара. Другой характер имеет эта зависимость в конвективных поверхностях нагрева. Основное уравнение конвективного теплообмена имеет вид

где

k - коэффициент теплопередачи в поверхности нагрева F_к;

Dt - температурный напор между греющей газовой средой и рабочей средой в трубах поверхности.

В конвективных поверхностях нагрева происходит одновременное снижение температурного напора за счет снижения температуры газов на входе в поверхность и коэффициента теплоотдачи за счет уменьшения скоростей газов в газоходах. В связи с этим тепловосприятие конвективной поверхности Q_к заметно снижается, причем в большей мере, чем изменяется расход среды с нагрузкой. В результате этого приращение энтальпии рабочей среды в конвективной поверхности Dh = Q_к/D_к уменьшается с понижением нагрузки (рисунок 4, б) и температура пара (воды, воздуха) на выходе из соответствующих поверхностей нагрева снижается.

В полурадиационных поверхностях нагрева на выходе из топки (ширмовые поверхности перегревателя, разведенные ряды труб с повышенным шагом) радиационный и конвективный теплообмен одинаково развиты, тогда теплоприращение , и с учетом изменения этих характеристик при снижении нагрузки полное тепловосприятие рабочей среды Dh_р-к постоянно или мало в зависимости от превалирования одного вида теплообмена над другим (рисунок 4, в).

На основе различия тепловых характеристик поверхностей парового котла при изменении нагрузки можно проследить, как будет изменяться температура газового потока вдоль всего тракта котла при снижении нагрузки от номинальной (рисунок 5).

Наибольшее снижение температуры газов имеет место на выходе из топки DJ"_т. В связи с тем, что каждая из конвективных поверхностей в дальнейшем воспринимает меньше теплоты, чем при номинальной нагрузке, наклон температурной характеристики становится более пологим и температура газов на выходе из конвективной поверхности приближается к температуре при номинальной нагрузке (рисунок 5, кривая 2).

Происходит процесс постепенного выравнивания температур. В конечном итоге изменение температуры уходящих газов составит примерно 1/10 от изменения ее на выходе из топки, т.е. DJ_ух = 0,1DJ"_т. При этом увеличивается доля радиационного тепловосприятия и снижается доля тепловосприятия конвективных поверхностей котла. Рассмотрим зависимость от избытка воздуха и рециркуляции газов в топку. Увеличение избытка воздуха, подаваемого через горелки, имеет такое же воздействие на тепловой режим парового котла, как и рециркуляция в зону горения через горелки. При этом увеличивается объем газов в зоне горения при сохранении практически одинакового тепловыделения. В результате заметно снижается адиабатная (теоретическая) температура горения J^рц_а (рисунок 5, кривая 3), расчетная эффективная температура факела в топке, что приводит к снижению интенсивности лучистого теплообмена в топке и тепловосприятия экранов.

Поверхности нагрева горизонтального газохода мало изменяют свое тепловосприятие, так как лучистый теплообмен ослаблен, а конвективный за счет увеличения скоростей газов несколько растет. В итоге температура газов в поворотной камере оказывается выше исходной при номинальной нагрузке на DJ"_пе. Это создает условия для заметного повышения тепловосприятия поверхностей, находящихся в верхней части конвективной шахты (промежуточный пароперегреватель), поскольку увеличивается как температурный напор, так и коэффициент теплоотдачи, особенно при использовании рециркуляции газов.

В дальнейшем каждая из последующих поверхностей по тракту газов также получает больше теплоты, а температура газов постепенно приближается к исходной, оставаясь, все же несколько большей. При этом потери теплоты с уходящими газами возрастают в случае рециркуляции газов только за счет некоторого повышения температуры J^рц_ух, а при повышении избытка воздуха в топке потери увеличиваются более существенно из-за роста, как температуры, так и объема уходящих газов.

Таким образом, увеличение избытка воздуха, введение рециркуляции газов в топку, так же как возрастание влажности сжигаемого топлива и шлакование топочных экранов, приводят к перераспределению тепловосприятия поверхностей нагрева парового котла. Во всех указанных случаях снижается доля радиационной передачи теплоты в топке и возрастает конвективное тепловосприятие. При этом температура уходящих газов, а также температуры горячего воздуха и воды после конвективного экономайзера несколько возрастут.

При работе блочной энергоустановки изменение (снижение) нагрузки приводит к перераспределению давлений в отборах турбины и соответствующему изменению (снижению) энтальпии и температуры питательной воды. Однако этот процесс в сочетании с характером изменения КПД парового котла (повышением его) не ведет к существенным отклонениям от нормального расчетного режима. Другое дело, когда происходит отключение подогревателей высокого давления и температура питательной воды резко снижается. Так, при работе блока СКД отключение этих подогревателей с целью повышения электрической мощности ведет к понижению температуры на входе в экономайзер с 260-270 °С до 160 °С. При сохранении той же температуры газов перед экономайзером возрастает температурный напор в поверхности и тепловосприятие экономайзера заметно повышается, а температура газов за ним снижается (рисунок 6).

При этом в последующей поверхности воздухоподогревателя уменьшаются тепловосприятие и уровень t_гв из-за снижения температурного напора.

В результате температура J^х_ух все же окажется ниже исходной, что свидетельствует о некотором росте КПД котла. Такое явление нельзя считать нормальным, так как отключение подогревателей высокого давления сопровождается более заметным снижением КПД турбинной установки и, следовательно, всего энергоблока в целом.

Отключение подогревателей приводит к изменению теплового режима поверхностей котла. Снижение энтальпии питательной воды h_пв при сохранении параметров (давления и температуры) перегретого пара и его энтальпии h_пп ведет к росту удельного тепловосприятия 1 кг рабочей среды в котле Dh_к = h_пп – h_пв и соответствующему увеличению расхода топлива на котел.

В случае аварийного отключения подогревателей без необходимости повысить электрическую мощность работающей турбины одновременно с понижением температуры t_пв должно произойти снижение расхода пара в голову турбины примерно на 17 %, что обеспечивается сохранением на том же уровне расхода сжигаемого топлива. При этом в прямоточном котле нарушается поддержание нормально установленного соотношения B_к/G_пв
из-за работы котла в нерасчетном режиме.

В процессе длительной эксплуатации могут изменяться характеристики твердого топлива и, соответственно, режим работы котла. При повышении зольности топлива снижаются его теплота сгорания, объемы продуктов сгорания и воздуха, расходуемого на горение топлива. При неизменном расходе топлива тепловыделение в топке уменьшится. Тепловосприятие радиационных поверхностей нагрева и температура на выходе из топки снижаются. Доля теплоты, передаваемой радиацией, увеличивается, а уменьшение объема продуктов сгорания и их температуры вызывает уменьшение конвективного тепловосприятия. Температура перегрева пара практически остается неизменной, так как одновременно уменьшаются тепловосприятие пароперегревателя и паропроизводительность котла. Подогрев воздуха несколько снижается. Температура уходящих газов понижается, и КПД брутто немного увеличивается.

Уменьшение общего тепловосприятия поверхностей нагрева приводит к снижению производительности котла, и для поддержания ее на прежнем уровне необходимо увеличить расход топлива. Увеличение расхода топлива при повышенной его зольности повышает излучение факела и может усилить шлакование топки. Увеличивается также интенсивность загрязнения конвективных поверхностей нагрева. Практически КПД котла понижается.

При увеличении влажности топлива теоретическая температура сгорания снижается, и при постоянном расходе топлива это вызывает заметное уменьшение температуры продуктов сгорания по всем газоходам. Однако объем газов увеличивается, поэтому потери теплоты с уходящими газами растут, КПД и производительность котла снижаются. При восстановлении производительности за счет увеличения расхода топлива потери теплоты с уходящими газами еще больше увеличиваются, и КПД уменьшается. Температура перегрева пара, а также температура нагрева воды в экономайзере и воздуха в воздухоподогревателе увеличиваются.

При одновременном изменении ряда условий работы против номинальных, режим котла подвергается различным воздействиям, влияния которых могут складываться или взаимно компенсироваться. При анализе совмещенных изменений режимов, в первую очередь, необходимо выяснить их влияние на температуру перегретого пара и КПД котла.

Одновременное понижение нагрузки и температуры питательной воды приводит к снижению температуры перегрева пара, но при значительном уменьшении температуры воды температура перегретого пара может даже несколько повыситься. На КПД котла оказывают влияние нагрузки котла, изменение же температуры питательной воды на нем практически не отражается.

При одновременном увеличении производительности и влажности топлива температура перегрева пара быстро возрастает. При снижении нагрузки и повышении влажности топлива температура перегретого пара может повыситься или снизиться в зависимости от степени отклонения этих параметров от их номинального значения. Коэффициент полезного действия котла может сохранить свое значение, повыситься или снизиться также в зависимости от относительного изменения параметров.

Статические характеристики обычно определяются путем проведения серий тепловых испытаний котлов при различных режимах работы. На основе статических характеристик строят режимную карту работы котла, которая используется эксплуатационным персоналом для оперативного контроля за его работой.

3 Рабочие диапазоны нагрузки котельных агрегатов ТЭС

 

Возрастающая с каждым годом неравномерность энергопотребления значительно усложняет условия эксплуатации паровых котлов и требует расширения пределов изменения нагрузки. Пределы изменения длительно допустимой максимальной и минимальной нагрузки котельного агрегата являются важнейшей маневренной характеристикой ТЭС и обычно оцениваются по коэффициенту регулирования, который для парового котла равен

К_рег=(D_max-D_min)/D_max=1-(D_min/D_max)

или по коэффициенту глубины (уровня) разгрузки

К_у=(D_min/D_max)×100

где D - паропроизводительность котла, т/ч.

Чем ближе К_рег к единице, тем больше возможности котла для покрытия неравномерностей графика нагрузки, и, наоборот, чем меньше этот коэффициент, тем меньшее участие могут принимать агрегаты станции в регулировании графика нагрузки.

Глубина разгрузки энергоблоков ТЭС ограничивается, в основном, котлом, реже турбиной, а в некоторых случаях генератором.

Факторов, ограничивающих минимальную нагрузку парового котла, достаточно много, основными являются надежность гидравлического режима, устойчивость топочного процесса, поддержание нормальных параметров пара, надежность шлакоудаления.

Максимальная нагрузка парового котла, как правило, не должна превышать его номинальной производительности, однако, в ряде случаев, допускается кратковременная работа с нагрузкой больше номинальной.

 

3.1 Устойчивость гидравлического режима барабанных котлов

 

Нарушения гидродинамики в барабанных и прямоточных котлах носят различный характер и поэтому должны быть рассмотрены раздельно.

Барабанные котлы для блочных установок и для электростанций с поперечными паровыми связями выполняются для номинальных давлений 10 и 14 МПа с производительностью от 160 до 640 т/ч с топками для всех видов энергетического топлива - бурых и каменных углей, мазута, газа, торфа и сланцев.

Нарушения естественной циркуляции в циркуляционном контуре барабанного котла (рисунок 7) проявляются в виде замедления, полного прекращения (застоя) или даже изменения направления (опрокидывания) движения рабочей среды в трубах контура. Во всех этих случаях ухудшается охлаждение металла труб, что вызывает опасное повышение его температуры.

Особенно опасен застой циркуляции, при котором в парогенерирующих подъемных трубах происходит расслоение воды и пара, образуются паровые пробки и резко ухудшается теплоотдача металла, что приводит к аварийному повышению температуры труб и часто завершается их пережогом.

Основной причиной таких нарушений гидравлического режима в контуре циркуляции барабанных котлов является понижение их нагрузки до некоторого критического значения. Всякое понижение производительности барабанного котла связано с необходимостью уменьшения форсировки топочного режима и понижением температуры топочных газов. При этом снижается обогрев подъемных труб циркуляционного контура и повышается точка закипания, что приводит к падению полезного напора циркуляции и ее ослаблению.

При достижении критической минимальной нагрузки перемещение рабочей среды по контуру прекращается, кратность циркуляции становится равной нулю и возникает застой циркуляции. Как показывает практика эксплуатации, уже опасными являются режимы, при которых паросодержание в подъемных трубах превышает
30-50 %, что соответствует кратностям циркуляции 3 - 2 при нормальной кратности 5 - 8 для котлов 14 МПа. Рекомендуется не уменьшать кратность циркуляции ниже 4. Режимы с меньшей кратностью опасны потому, что возможен переход к пленочному кипению, образование накипи в подъемных трубах (даже при нормальном водном режиме), ухудшение теплоотдачи металла и, как результат, недопустимое повышение температуры металла труб. Вследствие естественной неоднородности температурного поля в топочной камере и усиления этой неоднородности с понижением нагрузки котла обогрев отдельных экранов и даже труб в них будет неодинаков, и минимальную допустимую нагрузку котла будет определять экран с наименьшим обогревом труб. Как показали опыты для большинства барабанных котлов минимальная нагрузка по условию надежности циркуляции составляет D = 0,3-0,45 D_ном.

 

3.2 Гидравлический режим прямоточных котлов

 

Основными элементами прямоточного котла являются трубные панели, состоящие из многочисленных труб, присоединенных параллельно друг другу к входному и выходному коллекторам. Одним из главных условий надежности работы прямоточного котла является равномерность распределения рабочей среды между отдельными трубами панелей. Гидравлика системы панелей надежна тогда, когда расход воды (рабочей среды) D_i в каждой параллельно включенной трубе равен среднему расходу D_cp.

Однако при понижении нагрузки котла и уменьшении расхода рабочей среды в трубах усиливается влияние неодинаковости гидравлических сопротивлений и, кроме того, возникает так называемый коллекторный эффект (изменение статического напора вдоль коллектора), поэтому гидравлическая неравномерность усиливается.

Вследствие неодинакового обогрева отдельных труб из-за тепловой разверки плотность рабочей среды в них становится также неодинаковой, и это сказывается на значении так называемого нивелирного напора (составляющей напора, определяемой массой столба воды в трубе), который уменьшается там, где обогрев больше среднего, и увеличивается там, где обогрев меньше. В результате разность статических напоров на концах труб, определяющая расход рабочей среды в них, становится еще больше, вследствие чего гидравлическая неравномерность в панели усиливается. При некоторых критических значениях нагрузки котла неравномерность обогрева различных труб панели может оказаться настолько значительной, что в наименее обогреваемых трубах нивелирный напор окажется больше разности давлений в коллекторе. В этом случае рабочая среда в наименее обогреваемых трубах начнет двигаться в обратную сторону, т. е. сверху вниз, и произойдет опрокидывание циркуляции рабочей среды. С некоторым запасом минимальная нагрузка прямоточных котлов по условиям гидравлики принимается равной 0,40 - 0,5 D_ном в зависимости от конструкции котла и вида сжигаемого топлива.

 

3.3 Влияние пароперегревателя на глубину разгрузки котлов

 

Пароперегреватель является наиболее теплонапряженным элементом парового котла. Общее тепловосприятие пароперегревательных поверхностей возрастает с повышением номинальных параметров пара с 30 % у котлов
14 МПа до 70 % у прямоточных котлов сверхкритического давления. В котлах с рабочим давлением 10 МПа все пароперегревательные поверхности являются конвективными, и он установлен в поворотной камере топки, в то время как у котлов 14 МПа значительная часть пароперегревателя выполнена в виде радиационных поверхностей, расположенных в верхней части топочной камеры. Еще больше развиты радиационные поверхности в пароперегревателях котлов сверхкритического давления.

При снижении нагрузки котлов уменьшается расход пара через пароперегреватель, а следовательно, массовая и линейная скорость пара. В результате этого температура перегрева пара на выходе из радиационного пароперегревателя повышается, так как лучистая энергия факела поглощается здесь меньшим количеством пара. В ширмовых пароперегревателях, включенных между радиационными и конвективными поверхностями, продолжается интенсивный теплообмен, лучистый, и конвективный, так что суммарное тепловосприятие ширм мало зависит от нагрузки. Поэтому дополнительный перегрев пара, возникший в радиационных панелях, сохранится и на выходе из ширм, причем температура его может значительно превышать расчетную температуру пара. Одновременно из-за снижения линейной скорости парового потока резко ухудшается теплоотдача металла. Совокупное действие обеих этих причин приводит при пониженной нагрузке котла к значительному возрастанию температуры металла труб пароперегревателя.

При тепловых нагрузках 300 кВт/м², характерных для зоны расположения радиационных панелей, и при условии применения для труб пароперегревателя хромомолибденованадиевой стали 12Х1МФ с предельной допустимой рабочей температурой 575 °С, скорость пара должна быть не меньше 5 м/с. Эта скорость соответствует расходу пара примерно 0,5 D_ном (рисунок 8) и, таким образом, минимальная нагрузка барабанного котла 14 МПа с комбинированным пароперегревателем по условиям надежности металла труб пароперегревателя составляет около 50 % паропроизводительности.

Необходимо отметить затруднения с поддержанием температуры перегрева вторичного пара, возникающие при малых нагрузках котлов с вторичным пароперегревателем, расположенным обычно в опускной (конвективной) шахте. В некоторых случаях, именно вторичный пароперегреватель котла ограничивает глубину его разгрузки.

 

3.4 Устойчивость топочного процесса

 

Уменьшение нагрузки котла ведет к снижению устойчивости горения топлива в топочной камере, и при некотором критическом значении D_min возникает пульсация факела, завершающаяся его срывом и погасанием. Это критическое значение и определяет минимальную нагрузку котла по условиям устойчивости факела.

Существуют две причины неустойчивости факела: неустойчивость подачи топлива при малых нагрузках и общее понижение температуры в топке.

При уменьшении нагрузки котла сначала уменьшают подачу топлива и воздуха через все включенные горелки (качественное регулирование). Это снижает турбулентность потока топливовоздушной смеси, замедляет распространение пламени и ослабляет интенсивность горения, что и приводит к общему понижению температуры в топке. Все это ведет к снижению стабильности факела, к возникновению пульсации и погасанию его при дальнейшем понижении нагрузки.

Этот процесс при малых расходах топлива ускоряется возникновением пульсаций подачи топлива через горелки. В топках с жидким шлакоудалением режим понижения расхода топлива приводит к  понижению температуры ядра факела и в нижней части топки, что приводит к прекращению выхода жидкого шлака. Поэтому разгружение котла начиная с уровня (0,80 - 0,75) D_ном производится количественным регулированием, т. е. отключением части горелок, что дает возможность повысить тепловую мощность оставшихся в работе горелок и поддержать необходимую для жидкого шлакоудаления температуру в нижней части топки. Все же и при этом способе регулирования удается снизить нагрузку лишь до (0,60 - 0,65) D_ном.

Технические минимумы нагрузки котлов по условиям устойчивости процесса горения неодинаковы для различных типов котлов и составляют от 0,5 до 0,75 D_ном, так как температура и длительность воспламенения, зависящие от влажности топлива и выхода летучих и характеризующие реакционную способность топлива, различны для разных топлив.

У мазутных котлов устойчивость факела практически не лимитирует минимальной нагрузки ввиду высокой реакционной способности мазута, однако, необходимо следить за распыливанием мазута при низких нагрузках, так как понижение его расхода сопровождается понижением давления и ухудшением распыливания. При сжигании газа устойчивость факела также не лимитирует минимальной нагрузки.

Расширение диапазона регулирования котлов, работающих на АШ и тощих углях с малым выходом летучих, достигается с помощью утепления топки в зоне расположения горелок. В случае необходимости возможно поддержание устойчивости горения на малых нагрузках путем подсвечивания факела мазутом. Как правило, на пылеугольных котлах устанавливают для этого растопочные мазутные горелки.

 

3.5 Шлакоудаление

 

Топки с сухим шлакоудалением через холодную воронку применяются для сжигания топлив с большим выходом летучих, тугоплавкой золой и высокой влажностью, снижающей температуру горения. К таким топливам относятся бурые и каменные угли (газовые и длиннопламенные), а также торф и сланцы. Для полного застывания шлака, выпадающего в нижнюю часть топочной камеры, температура в этой зоне должна быть достаточно низкой, не выше 1000—1150°С. Выполнение этого требования ограничивает технический минимум нагрузки котлов с сухим шлакоудалением до (0,45-0,50) D_ном.

Топки с жидким шлакоудалением применяют для сжигания топлив с небольшой влажностью, умеренной температурой плавления зоны и незначительным выходом летучих. Наибольшее распространение жидкое шлакоудаление получило в котлах, сжигающих антрациты и тощие угли с выходом летучих соответственно до 4 и 7%. Для надежности жидкого шлакоудаления необходимо обеспечить высокую текучесть расплавленного шлака (динамическая вязкость в пределах 1—10 Па-с), для чего следует поддерживать в нижней части топки температуру не ниже 1250 °С. Это требование обусловливает минимальную нагрузку котельных агрегатов с жидким шлакоудалением на уровне (0,65—0,75) D_ном. Заводы изготовители не рекомендуют понижать расчетную температуру даже на короткое время во избежание прекращения выхода жидкого шлака и накопления его в нижней части топки.

Необходимость повышения маневренности котельных агрегатов побудила эксплуатационные организации разработать способы достижения более глубокой разгрузки. При этом допускается кратковременное (на 6—8 ч) прекращение выхода жидкого шлака и накопление его на поду топки с последующим повышением температуры и расплавлением скопившегося шлака.

В некоторых случаях, электростанциям удавалось достигнуть понижения технического минимума, рекомендованного заводом-изготовителем, без перехода на сухое шлакоудаление путем проведения несложных реконструктивных работ на котле, улучшающих его маневренные характеристики.

Так, например, на одной из ТЭС в процессе эксплуатации котлов были выявлены конструктивные недостатки, ухудшающие их маневренные характеристики. На этой ТЭС установлены блоки по 300 МВт с котлами
ТПП-312А (Пп-950/255ж), рассчитанными на сжигание углей ГСШ. Каждый котел имеет две пылесистемы и оснащен двумя дымососами рециркуляции дымовых газов для понижения и выравнивания температуры газов перед ширмами. Транспортирующим и сушильным агентом является смесь воздуха с горячими дымовыми газами. Газы отбираются перед регенеративным воздухоподогревателем и подаются дымососами рециркуляции в пылесистему. Топка котла с жидким шлакоудалением оборудована восемью турбулентными пылеугольными горелками большой тепловой мощности, расположенными встречно на фронтовой и задней стенках топки в один ярус.

Основным недостатком котла ТПП-312А является гидравлическая неустойчивость НРЧ и, как следствие, невозможность быстрой растопки котла при пуске его из горячего состояния из-за опасности нарушения гидравлики. Тепловая разверка между перепускными трубами НРЧ достигает 80 °С, задержка растопки - 1,5-2 ч. По этой же причине затруднено применением режима скользящего давления на частичных нагрузках блока. Другим недостатком котла является отсутствие перемычек между дымососами и дутьевыми вентиляторами, которые позволили бы переходить на работу с одним дымососом и одним вентилятором при сохранении в работе обоих регенеративных воздухоподогревателей.

Проведенные испытания показали, что устойчивой минимальной нагрузкой котла при полностью включенных тягодутьевых механизмах и работе обеих пылесистем является нагрузка 220 МВт (73 % D_ном). Дальнейшее снижение нагрузки ведет к прекращению выхода жидкого шлака и переходу котла на режим сухого шлакоудаления с накоплением шлака на поду. После несложных реконструктивных работ в топочной камере и тягодутьевых устройствах удалось производить отключение одного дымососа и одного вентилятора и достичь нагрузки 150 МВт (50%) без перехода на скользящие параметры пара. Тщательная наладка работы пылесистем и горелок наряду с выполненной реконструкцией позволила стабилизировать топочный процесс без подсветки мазутом и обеспечить нагрузку 150 МВт (без перевода котла на режим сухого шлакоудаления) с выходом жидкого шлака нормальной консистенции.

 

3.6 Коррозия хвостовых поверхностей котельных агрегатов

 

При наличии в органическом составе топлива серы неизбежно присутствие в уходящих газах паров серной кислоты, которые образуются при взаимодействии паров чистой воды, свободного кислорода и оксидов серы -сернистого (SO₂) и серного (SO₃) ангидрида по схеме

S + O₂ ® SO₂

2SO₂ + O₂ ® SO₃

SO₃ + H₂O ® H₂SO₄.

Температура конденсации паров серной кислоты (точка росы) зависит от их парциального давления в смеси сухих топочных газов и водяных паров. Это давление возрастает при уменьшении нагрузки котла, и с ним возрастает температура конденсации. Такой же, но более пологий характер имеет зависимость температуры уходящих газов от нагрузки котла. Конденсация паров серной кислоты происходит при соприкосновении их с металлом воздухоподогревателей в тех случаях, когда температура его оказывается ниже точки росы, а это имеет место при нагрузках котла, меньших (0,4 - 0,5) D_ном.

При сжигании твердого топлива и твердом шлакоудалении в серный ангидрид переходит около 0,8 % всей серы топлива и интенсивность коррозии не столь велика. При жидком шлакоудалении серный ангидрид практически не образуется, и в таких котлах коррозия воздухоподогревателей невелика. Наиболее интенсивно проявляет себя коррозия воздухоподогревателей у котлов, работающих на сернистых мазутах, так как в этом случае возможно превращение в серный ангидрид до 7 % всей содержащейся в топливе серы. Поэтому при сжигании сернистых мазутов рекомендуется вести топочный процесс с наименьшими избытками воздуха (1,02—1,03), при которых серный ангидрид почти не образуется и тем самым сернокислотная коррозия сводится к минимуму. Также рекомендуется не уменьшать нагрузку мазутных котлов ниже 0,5 D_ном.

Существуют также экономические границы нижнего предела нагрузки паровых котлов, определяемые резким возрастанием потерь и падением КПД при работе на пониженных нагрузках. Эти ограничения у большинства типов паровых котлов соответствуют приблизительно половинной нагрузке.

Например, при изменении нагрузки прямоточного котла ПК-39-2 (25 МПа, 950 т/ч), работающего на экибастузском угле, от номинальной до 0,5 D_ном -температура уходящих газов повышается с 130 до 250°С, механические потери увеличиваются с 0,8 до 4-5 %, потери от химической неполноты горения - от 0,5 также до 4 - 5%, а КПД котла падает с 92 до 70-72%.

 

3.7 Максимальная нагрузка барабанных и прямоточных котлов

 

Повышение нагрузки барабанных и прямоточных котлов сверх номинальной потребует форсировки тяги и дутья, т. е. увеличения расхода воздуха и топочных газов, что приведет к перегрузке дутьевых вентиляторов и дымососов. При этом растут присосы и увеличивается гидравлическое сопротивление тракта котла, падает напор и производительность тягодутьевых установок, что, в конечном счете, ограничивает повышение нагрузки и даже приводит к необходимости ее понижения. Таким образом, режим тягодутьевых установок является одним из серьезных факторов, лимитирующих повышение нагрузки котельных агрегатов сверх номинальной.

Другим немаловажным фактором, ограничивающим возможности повышения нагрузки котлов, является абразивный золовой износ поверхностей нагрева, приводящий, как правило, к необходимости аварийного ремонта. Этот износ в котлах, сжигающих высокозольное твердое топливо, пропорционален кубу скорости топочных газов.

Эксплуатационная статистика показывает, что наибольшее число внеплановых аварийных остановок котлов приходится на период зимнего максимума, когда они работают в наиболее напряженных условиях с максимальной нагрузкой.

В котлах с твердым шлакоудалением доля золы в уносе составляет
85 - 90 %, при жидком шлакоудалении - 70 – 80 %, в циклонных топках –
30 – 50 %. При твердом шлакоудалении частицы золы обладают очень большой абразивностью, так как они не оплавлены и имеют острые края.

Экибастузский уголь является наиболее износоопасным из-за своей высокой зольности, превосходящей 40 % и из-за высокого коэффициента абразивности золы. Предельные допустимые скорости топочных газов в котлах, сжигающих такие угли, подсчитанные с учетом приемлемого срока службы металла труб поверхностей нагрева, находятся на низком уровне (6-7 м/с) и сильно ограничивают максимальную производительность котельного агрегата.

В котлах с жидким шлакоудалением и в котлах с циклонными топками абразивный износ хотя и существует, но его интенсивность намного меньше и этот фактор там почти не ограничивает предельной мощности.

Еще одним фактором, ограничивающим возможности повышения нагрузки котлов сверх расчетной, является шлакование поверхностей нагрева. Форсировка топочного процесса при попытках увеличения производительности котельного агрегата сверх номинальной часто приводит к повышению температуры топочных газов выше расчетной, т.е. к весьма вероятному превышению температуры плавления золы и интенсивному шлакованию поверхностей нагрева. Обычно процесс шлакования начинается в зоне максимального тепловыделения - в нижней радиационной части.

Существует понятие «бесшлаковочной» мощности котельного агрегата, т.е. такой производительности, при которой температурный режим в топке не вызывает шлакования поверхностей нагрева. При всяком изменении (по сравнению с расчетными) плавкостных характеристик золы топлива, поступающего на станцию, необходимо определять опытным путем «бесшлаковочную» мощность котлов станции с учетом этих изменений, а также с учетом образования эвтектических смесей, понижающих температуру плавления золы. Номинальная нагрузка котла должна быть, как правило, несколько ниже этой производительности и не превышать ее ни при каких условиях.

Серьезное ограничение максимальной производительности барабанных котлов обусловлено ухудшением сепарации влаги в барабане котла при повышенных нагрузках. При работе современных турбин предъявляются очень жесткие требования к влажности пара, которая не должна превышать 0,1 %. Объясняются эти требования недопустимостью твердых отложений в проточной части турбины, а также во всем пароводяном тракте энергоблока. Отложения образуются из растворенных в уносимой паром влаге летучих (углекислота) и нелетучих (соли натрия, кальция, кремния, ванадия) примесей. Отложения в пароперегревателях котла ухудшают теплообмен, понижают температуру перегрева пара и вызывают опасное повышение температуры труб. Отложения в запорной арматуре паропроводов и в регулирующих клапанах турбины приводит к появлению неплотности. Занос солями проточной части турбины снижает ее мощность и КПД.

Ограничения, вносимые в режим перегрузок барабанных котлов тягодутьевыми устройствами и топочным процессом, действительны и для прямоточных котлов. Дополнительное ограничение максимальной производительности у прямоточных котлов заключается в недопустимости перегрузки питательных насосов при повышении их мощности сверх номинальной. При возрастании скорости рабочей среды значительно увеличивается сопротивление трубной системы котла и падает напор питательных насосов. Возникающее из-за этого уменьшение перепада давлений в питательных клапанах может сильно затруднить регулирование питания котла. Таким образом, и для прямоточных котлов рекомендуется принимать максимальную производительность равной номинальной.

 

4 Подготовка котла к пуску

 

4.1 Общие положения

 

Пуск котла - наиболее сложный режим его работы с большим числом операций по управлению, которые должны проводиться в определенной последовательности и часто за минимальное время. В этих условиях требуются четкое распределение обязанностей между персоналом оперативной вахты, координация ее действий, высокая дисциплина.

Поэтому после монтажа, выхода из капитального или среднего ремонта пуск котла должен производится под руководством начальника цеха или его заместителя. Во всех остальных случаях котел пускается под руководством начальника смены или старшего машиниста.

После окончания монтажных работ котлоагрегат вводится в эксплуатацию только после приемки основного и котельно-вспомогательного оборудования в порядке, установленном действующими правилами с оформлением приемо-сдаточной документации.

Пуск котельных агрегатов является нестационарным режимом, при котором тепловое состояние всех элементов и узлов котла претерпевает максимальные изменения. К отличительным особенностям пусковых режимов относится возникновение температурных напряжений в тех элементах оборудования (барабаны котельных агрегатов, паропроводы), в которых они сведены к минимуму при рабочих стационарных режимах. Эти напряжения зависят от скорости изменения температуры (интенсивности подвода теплоты), что при значительной скорости прогрева оборудования в пусковых режимах может привести к появлению температурных напряжений, превосходящих предел прочности или текучести.

Это обстоятельство ограничивает темп прогрева и требует применения безопасных приемов повышения температуры и специальных устройств, для обеспечения надежного пуска котельного оборудования.

В то же время выполнение графика электрической нагрузки требует быстрого ввода резервного оборудования в работу и максимального сокращения длительности пускового периода, что может быть выполнено в основном за счет сокращения продолжительности прогрева. Кроме того, при любых пусках, следует стремиться к сокращению до минимума пусковых расходов топлива и потерь конденсата. Большое разнообразие тепловых состояний энергооборудования по отношению к способам пуска обычно делят на две категории: «холодное» и «горячее», соответственно и способы пуска носят условные названия - «холодный» и «горячий» пуск.

В эксплуатационных инструкциях указаны также особенности пуска из промежуточных между «горячим» и «холодным» - «неостывших» состояний оборудования, а также пуска котлов и турбин из горячего резерва при простоях их до одного часа, когда параметры пара в котле сохраняют еще значения близкие к рабочим.

«Холодным» называют состояние оборудования после продолжительных простоев, когда котел охлаждается настолько, что давление среды в нем близко к атмосферному, а температура наиболее горячих узлов турбины (например, паровпуска ЦВД) не превышает 150 °С. Это состояние достигается обычно после простоя в течение 3 - 5 суток.

«Горячим» называют состояние оборудования при простоях до 8 ч после остановки, когда в котле еще сохраняется избыточное давление среды, а температура наиболее горячих узлов турбины равна 400 - 420 °С. Графики «холодного» и «горячего» пуска составляются таким образом, чтобы провести прогрев более холодных элементов с предельными по условиям температурных напряжений скоростями и не допустить при этом расхолаживания узлов, сохранивших повышенную температуру. Эти требования и положены в основу определения разности температур греющего пара и металла, а также уровня температур свежего и вторичного пара перед паровпусками ЦВД и ЦСД турбины.

Обстоятельства, указанные выше, сильно усложняют пусковые режимы, требуют повышенного внимания и четкости действий эксплуатационного персонала во избежание аварийных последствий. Практика эксплуатации показывает, что из всего числа повреждений и отказов котельных агрегатов более 50 % возникает именно при пусках и остановах из-за недостаточного контроля за состоянием оборудования и нарушений правил пуска и останова.

Режим пуска котла должен удовлетворять следующим требованиям: должно обеспечиваться надежное протекание внутрикотловых процессов, необходимых для охлаждения или равномерного прогрева всех элементов котла; скорость прогрева элементов котла не должна превышать величину, определяемую допустимыми термическими напряжениями в металле; пусковые потери топлива и энергии должны быть по возможности минимальными; должна обеспечиваться безопасность работы обслуживающего персонала и оборудования.

Для успешного пуска котельных агрегатов на основе многочисленных испытаний и опыта эксплуатации разработаны типовые пусковые схемы, учитывающие характерные особенности различных типов энергооборудования. Эти схемы отличаются от рабочих тепловых схем ТЭС наличием дополнительных устройств и элементов, предназначенных для ускорения, повышения надежности и экономичности пусков.

Продолжительность пуска котла (период времени от розжига первой растопочной горелки до достижения требуемой нагрузки и параметров пара) зависит главным образом:

·       от начального теплового состояния котла, определяемого длительностью его простоя и способом останова;

·       рабочих параметров, схемы и мощности котла;

·       приспособленности котла к пуску (в том числе от степени автоматизации пусковых процессов);

·       применяемой технологии пуска.

Процедура пуска котельных агрегатов разбивается на несколько этапов: подготовка к пуску, растопка (розжиг) котельного агрегата и подъем параметров пара до номинальных, прогрев паропроводов и подключение котла к магистрали, переход с растопочного на основной вид топлива и нагружение котельного агрегата. Блочные установки для сокращения времени пуска и повышения его надежности пускаются при скользящих параметрах пара, когда многие из указанных этапов совмещаются, на неблочных ТЭС, как правило, производится индивидуальный (независимый) пуск котлов и турбин.

 

4.2 Подготовительные работы и осмотр котлоагрегата

 

Растопку котла производят после очередного останова или ремонта. Предварительно проверяют качество выполнения ремонтных работ, а также устранены ли дефекты и учтены ли замечания, записанные в журнал дефектов перед остановом котла.

Подготовительные работы перед растопкой котла состоят в производстве следующих работ:

1. Тщательно провентилировать топку и газоходы котла в течении 10 минут при открытых шиберах газо-воздушного тракта с расходом воздуха не менее 25% номинального. Перед растопкой котла из неостывшего состояния при сохранившемся избыточном давлении в пароводяном тракте вентиляция должна начинаться не ранее, чем за 15 минут до розжига форсунок, для предотвращения опасных термических напряжений и переохлаждения.

До вентиляции котла запрещается вносить в топку и газоходы котла любой открытый огонь, а также переносную электролампу из-за опасности хлопков или взрыва скопившихся газов. После вентиляции котла необходимо взять пробу из верхней части топки для определения отсутствия газа.

2. Произвести внутренний осмотр топки и газохода котла, убедиться в исправном состоянии амбразур и насадков горелок и воздушных сопел, поверхностей нагрева и отсутствии тлеющих отложений, посторонних предметов и людей. После внутреннего осмотра плотно закрыть все лазы и лючки, предварительно проверив их состояние.

3. Проверить состояние установленных на котле первичных органов КИП и устройств отбора импульсов для авторегуляторов (трубок тягомеров, термопар и др.).

4. Осмотреть и убедиться в исправном состоянии горелочных устройств и мазутных форсунок.

5. Осмотреть шиберное хозяйство котла. Проверить легкость хода воздушных и газовых клапанов путем закрытия и открытия. Убедиться в соответствии надписей (указателей) "открыто-закрыто" фактическому положению клапанов. Проверить исправность колонок дистанционного управления, правильность установки концевых выключателей и исправность исполнительных механизмов с присоединительными деталями (тяги, валы, рычаги и т.п.).

6. Внешним осмотром проверить исправность всей арматуры котла: достаточность сальниковой набивки, наличие запаса для подтяжки сальников и отсутствие задиров штоков вентилей. Стрелки, указатели и надписи должны соответствовать направлениям открытия и закрытия арматуры. Опробовать электроприводы и проверить легкость хода ручной арматуры, за исключением запорной арматуры, находящейся под давлением и отключающей котел от магистралей.

7. Проверить состояние водоуказательных колонок, их освещение, а также состояние сосудов постоянного уровня.

8. Проверить исправность импульсно-предохранительных устройств котла: правильность положения грузов на импульсных клапанах, свободный ход рычагов в вилках, наличие жидкости в демпферных камерах главных предохранительных клапанов и состояние их крепежа.

9. Проверить состояние обмуровки, изоляции и всей гарнитуры по котлу, газоходам и пылесистеме, а также состояние лестниц и площадок обслуживания по котельной установке.

10. Проверить отсутствие защемлений и возможность свободного перемещения элементов котла при нагревании согласно заводской схеме тепловых расширений.

11. Убедиться в отсутствии посторонних предметов, мусора, строительных, монтажных и ремонтных отходов на оборудовании, площадках и лестницах, проверить исправность и достаточность аварийного и основного освещения котлоагрегата и вспомогательного оборудования, проверить исправность сигнализации и связи.

12. Для котельных агрегатов работающих на твердых топливах следует осмотреть установку непрерывного шлакоудаления: исправность оборудования, отсутствие посторонних предметов и мусора в шлаковых ваннах и каналах гидрозолоудаления (ГЗУ), заполнение водой гидрозатворов и корпусов шнековых или скребковых транспортеров.

13. Проверить готовность к работе узла ввода фосфатов: осмотреть насосы-дозаторы, баки, арматуру и трубопроводы.

14. Произвести внутренний осмотр барабана, если во время останова на нем производились работы, проверить надежность крепления, целость и плотность внутрибарабанных устройств, отсутствие посторонних предметов и грязи. Перед закрытием барабана весь ручной инструмент должен быть проверен по количеству.

15. Проверить систему пожаротушения на котле: наличие воды в подводящих трубопроводах, осмотреть арматуру пожаротушения конвективной шахты, пылесистемы.

16. Убедиться в отсутствии заглушек на предохранительных клапанах и на трубопроводе питательной воды и паропроводах (заглушки, отсоединяющие котел от паропроводов и питательной линии, не убирать если необходимо осмотреть барабан), проверить закрытие дренажей на котле.

17. Убедиться в наличии давления в питательной магистрали.

18. Проверить готовность к пуску всего котельно-вспомогательного оборудования: наличие масла в подшипникпх, его чистоту; наличие топлива в бункерах сырого угля (заполнение БСУ не менее чем на одну треть); произвести пробные включения вентиляторов, дымососов, углеразмольных мельниц и питателей топлива; собрать все необходимые растопочные схемы и подать напряжение на электродвигатели всего вспомогательного оборудования, приводы дистанционного управления клапанами и другой арматуры; проверить правильность действия технологических блокировок механизмов; подготовить к включению все КИП, защиты и авторегуляторы.

Не допускается растопка котлоагрегата при неисправном состоянии КИП, автоматики, защит, блокировок и сигнализации.

Кроме того, в период подготовки к пуску, необходимо проверить запально-защитные устройства, а при их отсутствии подготовить достаточное количество ручных запальников. Подготовить схему дренажей главных паропроводов. Опробовать в работе шлаковые транспортеры шлакоудаления.

Подать воду в шлаковые ванны, на систему золоочистки и на побудительные сопла по каналам ГЗУ.

При подготовке мазутного хозяйства к работе необходимо проверить наличие полного комплекта форсунок. Форсунки должны быть протарированы и находится в горелках, запорные вентили на мазутопроводах к ним должны быть закрыты. Разница в расходе у всех установленных форсунок не должна превышать 1,5 %, во избежание существенных перекосов температур по ширине топочной камеры. Каждый котел должен быть обеспечен запасным комплектом форсунок. Применение не тарированных форсунок запрещается. Проверка устанавливаемых на котел форсунок должна производится на специальном водяном стенде.

 

4.3 Заполнение котла водой

 

Для заполнения котельного агрегата должна использоваться деаэрированная вода. Заполнение не деаэрированной водой, содержащей растворенный кислород и свободную углекислоту, способствует интенсификации коррозии внутренней поверхности трубной системы и поэтому недопустимо.

В котельном агрегате элементы водного и парового тракта имеют разную толщину стенок и прогреваются с различной скоростью. Экономайзерные и парообразующие трубы, имеющие относительно небольшую толщину, прогреваются быстро, а толстые стенки барабанов и коллекторов -значительно медленнее.

Внутренние слои металла барабана быстрее нагреваются, чем наружные. Опыты показали что температурная разность в стенке Dt_ст (рисунок 9) может быть определена по следующей формуле:

.

Здесь w - скорость подъема температуры греющей среды; а - коэффициент температуропроводности.

Следовательно, изменение температуры по толщине стенки происходит по квадратичной параболе. Разность температур внутренней и наружной поверхностей стенки барабана пропорциональна скорости подъема температуры греющей среды, которую определить достаточно трудно:

 

.

 

При быстром заполнении горячей водой неравномерный прогрев барабана может вызвать опасные температурные напряжения внутри стенок барабана, в особенности при низкой начальной температуре стенок. Нагретые слои металла стремятся расшириться, в то время как холодные слои препятствуют расширению. В результате этого во внутренних слоях стенок барабана возникают напряжения сжатия, а в наружных - напряжения растяжения. Теоретические расчеты показали, что эти напряжения могут достигать достаточно больших значений и при многократном повторении пусков могут вызвать малоцикловую усталость металла и трещины в нем.

В приближенных расчетах, принимая стенку барабана плоской, температурные напряжения можно рассчитать по упрощенной формуле:

 

.

 

Технические обследования, проводимые на электростанциях, выявили повреждения барабанов котлов высокого давления в виде трещин на поверхности трубных отверстий, на поверхности обечаек, днищ, в швах приварки штуцеров, в зонах приварки внутрибарабанных устройств. Указанные повреждения связаны с комплексом различных факторов, в том числе и эксплуатационных, связанных с заполнением котла водой с температурой, значительно отличающейся от температуры металла барабана.

Поэтому при заполнении котла водой во избежание недопустимых термических напряжений в теле барабана, следует руководствоваться следующими положениями:

1. Запрещается заполнение водой горячего барабана (t_ст = 200 – 300 °С) при давлении в котле близком к атмосферному. В этом случае даже при заполнении котла питательной водой с температурой 210 - 230 °С происходит ее дросселирование, вскипание и понижение температуры до 100 С, при этом разность температур воды и стенок барабана становится недопустимой. Заполнение неостывшего котла для проведения растопки разрешается при температуре металла верха опорожненного барабана не выше 160 °С. Если температура в какой-либо точке барабана превышает 140 °С заполнение его водой для гидроопрессовки запрещается.

2. При пуске котла из холодного состояния и заполнении его питательной водой с температурой выше температуры стенки барабана котел должен вначале питаться небольшим количеством воды, чтобы при охлаждении ее в экономайзере разность температуры между водой, поступающей в барабан и телом барабана не превышала 40 °С. При большей разности температур заполнение котла водой запрещается. Для снижения температуры воды, поступающей в барабан, в ряде случаев можно включить дымосос.

3. При заполнении барабана котла питательной водой с температурой ниже температуры стенки барабана допускается разность температур стенки низа барабана и питательной воды не более 40 °С.

Во избежание повышенных напряжений, которые могут вызвать расстройство соединений, для заполнения котла при пусках из холодного состояния желательно использовать воду с температурой не выше 100 °С.
В начальный период рекомендуется вести заполнение котла с небольшим расходом, чтобы температура воды на входе в барабан не превышала
60 - 70 °С. По мере прогрева тракта и повышения расхода температуру перед барабаном доводят до 80 -90 °С. Учитывая, что величина перепада температур определяется скоростью прогрева, заполнение котла водой рекомендуется вести в течение 1 - 2 часов, в зависимости от состояния металла барабана.

При низких температурах металла котла (например, зимой в холодном помещении) заполнение производится еще медленнее, чтобы температура воды перед барабаном в первый период не превышала 50—60° С. Особую осторожность следует проявлять при заполнении котлов, имеющих дефекты (трещины в барабанах, кольцевые трещины в. трубах).

В практике эксплуатации встречаются случаи заполнения, горячего котла относительно холодной водой. Например, после остановки котла на аварийный ремонт со спуском из него воды металл труб и барабана может к моменту нового заполнения сохранять температуру, близкую к температуре насыщения. Тогда заполняющая вода будет охлаждать трубы и барабан и внутренние напряжения при этом будут иметь обратные значения: на внутренних стенках - растягивающие, а на наружных - сжимающие.

Котел следует заполнить водой до растопочного уровня (низший уровень в водоуказательном приборе). Во время заполнения котла следует проверить плотность дренажей экранов котла и экономайзера (по температуре труб после запорных вентилей на ощупь).

После заполнения котла следует убедиться, что уровень воды в барабане не снижается, в противном случае нужно найти неплотности и устранить их, после чего подпитать котел до прежнего уровня.

Проверить плотность основного регулирующего клапана, для чего необходимо проверить закрытие его и при открытии запорных задвижек перед и за регулирующим клапаном и при открытой запорной задвижке перед экономайзером наблюдать за показаниями водоуказательных приборов. При значительном пропуске регулирующего клапана его следует исправить до пуска котла. После проверки плотности регулирующих клапанов оставить их в закрытом положении. Запорные органы закрыть на основном питательном трубопроводе и байпасах.

Прогреть и подготовить к работе линии подвода пара к нижним распределительным коллекторам устройства парового разогрева барабана, если таковое имеется на котле.

При предпусковом заполнении питательной водой прямоточных котлов следует соблюдать требование ПТЭ о минимальном ее количестве (не меньше
30 % номинального). В противном случае, массовые скорости среды в растопочном режиме будут недостаточны и, возможно появление в экранных панелях опасных теплогидравлических разверок, межвитковых пульсаций и расслоения пара и воды, что может привести к повреждениям трубной системы котла. Конечно, заполнение прямоточных котлов должно производиться также деаэрированной водой.

 

5 Пуск котельной установки (барабанный котел)

 

5.1 Общие положения

 

Целью пуска котельной установки является достижение номинальных параметров пара и такой паропроизводительности, при которых котел мог бы работать без использования растопочных горелок. Пусковая схема барабанного котла представлена на рисунке 10.

Рисунок 10 - Пусковая схема барабанного котла

РКНП – регулировочный клапан непрерывной продувки. В – воздушник. рец. – линия рециркуляции.  – дренажи. ПП – продувка пароперегревателя. ГПЗ – главная паровая задвижка. СП – соединительный паропровод. РР – растопочный расширитель. РРОУ – растопочная редукционно-охладительная установка. К.С.Н. – коллектор собственных нужд. К.О.П. – коллектор острого пара. РПК – регулировочный питательный клапан. РУ – растопочный узел. ПМ – питательная магистраль.

5.2 Розжиг и подъем давления

 

Перед розжигом необходимо включить все контрольно-измерительные приборы, дистанционное управление и все технологические защиты и блокировки, не препятствующие пуску котла, а также регулятор разрежения в топке и регулятор растопочного впрыска (если он имеется). После проведения вышеуказанных подготовительных операций можно приступить к растопке котла, для этого развернуть дутьевые вентиляторы и дымососы и отрегулировать разрежение в верхней части топки (2 - 3 кгс/м²).

При отсутствии на котле ЗЗУ допускается применение ручного запальника.

В случае использования ручного запальника розжиг мазутной форсунки проводится в следующей последовательности:

1. Зажечь запальник и подать его в район мазутной форсунки через внутренний канал горелки и, контролируя визуально через лючок, подать мазут на мазутную форсунку.

2. Открыть запорные вентили на паровой линии к растапливаемой форсунке и подать пар. Через ревизию в атмосферу убедиться, что обратный клапан держит мазут.

3. Давление на механическую мазутную форсунку поддерживать по возможности 20 кгс/см². После воспламенения мазута следует, изменяя подачу воздуха, отрегулировать горение.

Контроль за факелом горелок следует осуществлять по месту, при этом необходимо, чтобы: факел не касался поверхности экранов топки; распыленный мазут не попадал на амбразуры горелок; в факеле отсутствовали дымные полосы и раскаленные частицы кокса; факел был устойчивым.

Остальные запальные форсунки разжигаются тем же способом.

При этом необходимо следить, чтобы при розжиге очередной мазутной запальной горелки расход воздуха на работающих оставался по возможности неизменным.

При розжиге мазутных запальных горелок нельзя стоять против лючков, чтобы не быть обожженными случайным выбросом пламени.

Растопка производится, как правило, при закрытом вентиле на обратной мазутной линии ("тупиковый" режим). После окончания растопки вентиль на обратной линии открывается для обеспечения рециркуляции мазута во избежание его застывания в трубах. После окончания растопки необходимо произвести проверку надежной работы (включение и выключение) форсунок, задействованных в системе автоматического подхвата факела.

Если при розжиге первой мазутной форсунки мазут сразу не загорится или погаснет в процессе регулирования горения, то следует немедленно прекратить подачу мазута и пара к форсунке, установить причину погасания и устранить ее. После этого вновь приступить к розжигу в вышеуказанном порядке, предварительно провентилировав в течении 10 - 15 минут топку и газоходы котла.

При погасании мазутного факела нескольких форсунок следует немедленно прекратить подачу мазута и пара ко всем форсункам.

Только после устранения причин погасания и тщательной вентиляции топки и газоходов котла пятидесятипроцентным расходом воздуха в течении 15 минут приступить к растопке в вышеуказанном порядке.

Если в процессе растопки не загорится или погаснет одна из работающих форсунок, то следует закрыть запорный вентиль на подводе мазута к этой форсунке, выяснить причины погасания и устранить их, продуть горелку воздухом, а затем приступить к повторному розжигу ее. Работа мазутных форсунок без организованного подвода к ним воздуха запрещается.

Отсутствие достаточного количества воздуха у устья горелки или плохое перемешивание его с мазутом может привести к забросу мазута на экранные поверхности и под топки, выносу его из топочной камеры, осаждением в газоходах котла и возможным загоранием на поверхностях нагрева.

Многочисленные исследования условий пуска котла свидетельствуют о том, что узлами, лимитирующими эти процессы, являются толстостенные элементы котла, змеевики пароперегревателя, пускосбросные устройства, система розжига, устройства контроля, автоматики и управления.

Контроль за скоростью растопки удобней всего производить по температуре насыщения. Для уменьшения инерционности эта температура может замеряться на трубах, отводящих насыщенный пар из барабана в пароперегреватель.

В современных котельных агрегатах в начальный период растопки наблюдается существенная неравномерность прогрева стенок барабана. Стенки его верхней части, находящиеся в паровом пространстве, прогреваются более интенсивно, чем нижней, так как коэффициент теплоотдачи при конденсации пара в 3 - 4 раза превышает коэффициент теплоотдачи от воды к стенке. В результате неравномерность может достигать 60 - 80 °С в разные периоды растопки. При значительной разности температур барабан может подвергаться деформации в форме изгиба. Исследования показывают, что уже при разности температур 20 - 30 °С напряжения в металле возрастают примерно в 2 раза.

Исходя из вышесказанного в период растопки котла скорость роста температуры насыщения, по условию допустимых термических напряжений стенок барабана котла и допустимых температур стенок пароперегревателя не должна превышать 2 °С в минуту при давлении в барабане меньше 20 кгс/см² и 2,5 °С в минуту при давлении более 20 кгс/см², что обеспечивается подъемом давления в котле в соответствии с графиком растопки.

Отсюда следует, что продолжительность растопки из холодного состояния барабанного котла составляет, в зависимости от параметров пара, примерно
3 - 5 часов.

Основным условием нормального пуска котла является соблюдение критериев пуска, т.е. работа в пределах допустимых температур, перепадов температур и скоростей их изменения для всех элементов котла. По условиям экономичности каждый из этапов пуска котла должен проводиться с предельно допустимой скоростью, что позволяет сократить продолжительность пуска и уменьшить пусковые потери.

Нарушения правил пуска барабанных котлов приводят к значительным повреждениям барабанов. В работе [4] сообщаются результаты дефектоскопии практически всех барабанов из стали 16ГНМ и 30 барабанов из стали 22К, проработавших в одной из крупных энергосистем более
100 тыс. ч. Оказалось, что только 33 % барабанов из стали 22К и 20 % из стали 16ГНМ не имели повреждений за весь период эксплуатации. Типичными повреждениями остальной массы барабанов явились трещины около трубных отверстий и в штуцерах. Установлено, что одной из главных причин повреждаемости были дефекты металла, недостатки технологии изготовления и термообработки барабанов, которые проявились при частых переменных режимах и нарушениях нормальной эксплуатации, заключающихся в систематических отклонениях от рекомендуемой процедуры заполнения барабанов водой, а также в превышении допустимой скорости увеличения температуры насыщения при последующих пусках котлов.

Во время растопки необходимо тщательно следить за температурами дымовых газов в конвективной части котла и температурой воздуха за воздухоподогревателем. При признаках возникновения пожара (практически признаком загорания следует считать резкое повышение температуры газов в газоходе на 20 - 30 °С выше обычной) немедленно произвести осмотр газоходов. Если в результате осмотра подтвердится возникновение пожара, необходимо немедленно прекратить растопку, остановить дутьевые вентиляторы, вентиляторы горячего дутья, дымососы, закрыть направляющие аппараты дымососов и вентиляторов, закрыть клапаны на подводах вторичного воздуха к горелкам, проверить плотность закрытия всех гляделок и лазов и включить установку пожаротушения.

Обязательно проверить включение и исправность работы сниженных указателей уровня. Переход на контроль за уровнем воды в барабане по сниженным указателям уровня производится лишь после того, как их показания будут совпадать с показаниями водоуказательных приборов.

При растопке котла необходимо поддерживать уровень воды в барабане между нижним и верхним допускаемым значениями, сбрасывая при необходимости избыток воды через линию аварийного слива. Подпитка котла в начале растопки производится вручную. Перед включением автоматики регулятора питания котла следует включить защиты по уровню воды в 6арабане.

При подпитках температура воды, поступающей в барабан, не должна отличаться от температуры тела барабана более, чем на 40 °С.

 

5.3 Повышение надежности работы экономайзера и пароперегревателя при пуске

 

Большое значение при пусках котла уделяется повышению надежности охлаждения экономайзера. В нормальных условиях работы скорость воды в водяных экономайзерах (ВЭ) достаточна и тепловая неравномерность мала. Однако в процессе пуска режим работы ВЭ резко отличается от нормального. При отсутствии надежного охлаждения в выходных участках его может образоваться перегретый пар и чрезмерный перегрев труб. В период растопки питание обычно осуществляется периодически. Количество питательной воды определяется величиной продувки пароперегревателя и дренажа нижних точек котла. Поэтому возникают пульсации температуры воды и температурных напряжений в стенках.

Для защиты водяных экономайзеров от перегрева в период растопки широко используют две схемы: схема рециркуляции, в которой барабан котла соединяется с нижним коллектором экономайзера (при многоступенчатой компоновке - к входному коллектору выходной ступени); схема со сгонной линией, в которой вода после экономайзера возвращается в деаэратор или питательный бак станции.

На первом этапе растопки вентили воздушников и дренажей пароперегревателей должны быть открыты. Вентили на воздушниках разрешается закрывать после появления на них сильной струи пара. Одновременно закрыть дренажи пароперегревателя.

При давлении пара в барабане котла около 3 кгс/см² продуть водоуказательные приборы и проверить правильность их работы.

Следующая продувка водоуказательных приборов производится при давлении в котле 15 - 30 кгс/см².

При растопке котла необходимо следить за температурами металла змеевиков пароперегревателя. Режим растопки организовать таким образом, чтобы эти температуры не превышали допустимых.

Хотя количество теплоты, отдаваемое газами в области пароперегревателя при пуске значительно меньше, чем при номинальной нагрузке, расход пара через них невелик и поэтому возможен существенный перегрев змеевиков ПП во время растопки. В обычных условиях температура стенки выше температуры пара на 12 - 30 °С. Иная картина при пуске котла. В начальный период растопки эта разница может достигать 150 - 250 °С, поэтому во избежание пережога труб в период растопки через пароперегреватель необходимо пропускать 10 - 15 % пара (продувка пароперегревателя). В зависимости от параметров пара продувка может полезно использоваться. Для горизонтальных пароперегревателей можно использовать заливку его водой.

В случае недостаточности охлаждения труб протекающим паром, следует изменить режим растопки, чтобы не допускать чрезмерного повышения температуры газов в районе пароперегревателя.

На котле БКЗ-420-140 в начале растопки образующийся пар сбрасывается в атмосферу через линию продувки пароперегревателя. По мере роста давления включается в работу растопочная редукционно-охладительная установка (РРОУ). Прогрев РРОУ производится при давлении в котле 5 - 6 кгс/см² открытием байпаса задвижки на паропроводе к дроссельному клапану (либо путем частичного открытия самой задвижки), открытия дроссельного клапана вентилем на дренажной линии за дроссельным клапаном. Полностью запорный клапан открывается при давлении большем противодавления РРОУ на
2-3 кгс/см². После включения РРОУ закрывается запорная арматура на линии продувки пароперегревателя, при условии, что разность температур между верхом и низом барабана не превышает 60 °С. При недостаточном расходе через РРОУ открывается продувка пароперегревателя.

Кроме того, для защиты металла змеевиков топочных ширм во время растопки на котлах устанавливаются растопочные пароохладители с впрыском питательной воды.

Растапливая котел, следует внимательнее следить за температурами стенок паровой и водяной частей барабана, выбирая режим растопки таким образом, чтобы разность температур упомянутых частей не превышала 60 °С. Для уменьшения температурных неравномерностей в металле барабана необходимо применять при растопках паровой обогрев его. Включить паровой разогрев необходимо ориентировочно за 15 минут до розжига первой мазутной запальной горелки.

Для улучшения прогрева стенок барабана, до давления в нем примерно 10-20 кгс/см², можно использовать воздушник барабана, после достижения которого его следует закрыть. Прогрев и расхолаживание барабана и паропровода производить со скоростью не выше приведенной в графиках - заданиях.

При давлении в барабане 3 - 4 кгс/см² и вторично при давлении
20-35 кгс/см² необходимо продуть нижние камеры экранов, внимательно следя за уровнем воды в барабане.

Одновременно можно продувать только одну точку. Длительность продувки каждой точки не должна превышать 30 секунд. Длительность продувки соленых стоков не должна превышать 5 секунд.

Не допускается использование нижних продувочных точек соленых отсеков для сбросов излишков воды при подпитке, а также при необходимости срочной усиленной продувки.

При продувке необходимо убедиться (по звуку и на ощупь), что продувочные точки работают нормально и не забиты. Если линия забита, принять меры по ее очистке вплоть до прекращения растопки котла.

Порядок продувки следующий: сначала открыть второй от котла запорный вентиль, а затем первый. После прекращения продувки сначала закрывается первый от котла запорный вентиль, а потом второй. Продувку следует проводить вдвоем: один производит продувку, а другой следит за уровнем воды в котле.

Особое внимание при растопке котла следует уделять равномерности подъема давления в интервале 1 - 5 кгс/см².

Продолжительность растопки котла из горячего резерва с момента розжига мазутных форсунок до полного подъема давления в зависимости от давления, сохранившегося в барабане котла определяется конструкцией котла и производственной инструкцией.

Для уменьшения времени растопки и экономии топлива следует использовать предварительный паровой разогрев котла посторонним источником пара.

 

6 Включение котла в магистраль и переход на основной вид топлива

 

6.1 Прогрев паропровода до магистрали

 

До включения котла в магистраль необходимо прогреть соединительный паропровод от котла до паровой магистрали. Подъем давления и температуры в паропроводе необходимо вести равномерно для предотвращения чрезмерных внутренних напряжений.

При прогреве убедиться, что подключены все приборы по давлению пара и его температуры, металла на прогреваемом участке, что открыты все вентили ревизии на прогреваемом участке.

Прогрев паропровода осуществлять через байпасы паровой задвижки (ГПЗ-1). Медленно полностью открыть первый по ходу вентиль байпаса на задвижке, затем медленным открытием второго по ходу регулирующего вентиля на байпасе дать пар в паропровод и установить давление 1-2 кгс/см². Затем параллельно с подъемом давления на котле осуществлять подъем давления в паропроводе.

В процессе подъема давления убедиться, что конденсат с ревизий сошел и идет пар. Открыть вентиль продувки главного паропровода на расширитель продувок высокого давления, закрыть ревизии.

Следить чтобы скорость прогрева паропровода не превышала
3 - 4 °С/мин.

Общая продолжительность прогрева паропровода составляет обычно
2,5 - 3 часа.

При  подъеме давления в паропроводе скорость повышения температуры  металла  главного  паропровода  регулировать вентилем продувки на расширитель продувок высокого давления.

После подъема давления до полного, открыть ГПЗ-1 и закрыть ее байпасы.

При  прогреве  паропровода  не  допускать гидроударов, вибрации, следить за состоянием опор, подвесок, арматуры, за тепловыми расширениями паропровода по реперам.

Включение котла в магистраль производить только после тщательного дренирования и прогрева паропровода от ГПЗ-1 до ГПЗ-2.

Давление пара за котлом при включении должно быть равно давлению в общем паропроводе или быть несколько ниже (не более 1 - 2 кгс/см²). Это условие необходимо выполнять для того, чтобы поток пара возникающий из-за разницы давлений при открытии байпаса двинулся не в магистраль, а в котел, где в паровом объеме барабана он затормозится, при этом давление станет равным без возникновения скачков давления. Большие перепады давления, как в большую, так и в меньшую сторону приведут к возникновению гидравлических ударов и изменению температуры в паропроводе.

При включении необходимо следить за температурой острого пара и не допускать резких снижений или набросов температуры перед турбинами. Включение котла следует производить осторожно, медленным открытием байпаса магистральной паровой задвижки. После выравнивания давления по сторонам задвижки открывается задвижка, а байпас после полного ее открытия закрывается. Если при этом в паропроводе возникают гидравлические удары и толчки, следует немедленно приостановить операции по включению котла, понизить давление в котле, тщательно прогреть паропровод, после чего вновь приступить к включению котла.

Дренажи на паропроводе перед магистральными задвижками закрыть после полного открытия задвижек.

До начала операций по включению котла следует сверить показания сниженных указателей уровня с показаниями водоуказательных приборов, проверить уровень воды, а также сравнить показания верхнего и нижнего манометра котла, чтобы удостовериться в правильности их показаний.

Во время включения  котла запрещается изменять  режим горения.

После включения котла в магистраль следует приступить к отключению РРОУ (или продувки пароперегревателя) и подъему нагрузки, тщательно следя при этом за показаниями манометров, расходомеров воды и пара, уровнем воды в барабане, а также за температурами пара по тракту пароперегревателя и за температурами металла змеевиков  пароперегревателя. По мере  набора нагрузки на котле в работу включаются второй дымосос и второй дутьевой вентилятор. Операции по изменению подачи топлива, воздуха, изменению тяги и регулированию температуры перегретого пара в период растопки производятся дистанционно машинистом котла.

Включение  регуляторов  температуры  перегретого  пара производится при достижении  номинальной температуры  пара. Остальные автоматические регуляторы включаются после достижения устойчивого режима работы и нагрузки котла около 70 % от номинальной.

Установка для подачи фосфатов в котел и расход воды на непрерывную продувку необходимо отрегулировать по  указанию дежурного персонала химического цеха. Отборы проб пара и воды производить с начала растопки котла.

Если котел растапливается впервые или после капитального ремонта, то при достижении полного давления, до включения котла в магистраль производится регулировка предохранительных клапанов. Проверка исправности действия главных предохранительных клапанов должна производится продувкой:

1)  при останове котла на плановый ремонт;

2)  при включении котла в работу, если производился ремонт главных предохранительных клапанов или были установлены новые клапаны;

3)  в период эксплуатации не реже одного раза в течение 2000 часов работы котла.

Прогрев фланцев, арматуры и соединительных фасонных частей, имеющих еще большую толщину стенок, отстает от прогрева стенок труб паропровода. При большой скорости повышения температуры в этих деталях, а также в местах их приварки к паропроводу могут возникнуть опасные температурные напряжения, которые при многократных пусках котла приведут к усталостным трещинам. Поэтому скорость прогрева паропровода должна выбираться с учетом условий прогрева арматуры, фланцев и других фасонных толстостенных деталей. На основании многочисленных экспериментальных исследований можно считать безопасной скорость повышения температуры паропроводов высокого давления (до 14 - 17 МПа) 4 - 5 °С/мин. Несоблюдение этих условий может привести к аварийным повреждениям паропровода и арматуры и потребовать остановки котельного агрегата для устранения этих повреждений.

При прогреве паропровода не допускать гидроударов, вибрации, следить за состоянием опор, подвесок, арматуры, за тепловыми расширениями паропровода по реперам.

 

6.2 Включение котла в магистраль

 

Включение котла в магистраль производить только после тщательного дренирования и прогрева паропровода от ГПЗ-1 до ГПЗ-2.

Давление пара за котлом при включении должно быть несколько ниже (не более 1 - 2 кгс/см²) или равно давлению в общем паропроводе. Это условие необходимо выполнять для того, чтобы поток пара, возникающий из-за разницы давлений при открытии байпаса, двинулся не в магистраль, а в котел, где в паровом объеме барабана он затормозится, при этом давление станет ровным без возникновения скачков давления. Большие перепады давления, как в большую, так и в меньшую сторону приведут к возникновению гидравлических ударов и изменению температуры в паропроводе.

При включении необходимо следить за температурой острого пара и не допускать резких снижений или набросов температуры перед турбинами. Включение котла следует производить осторожно, медленным открытием байпаса магистральной паровой задвижки. После выравнивания давления по сторонам задвижки открывается задвижка, а байпас после полного ее открытия закрывается. Если при этом в паропроводе возникают гидравлические удары и толчки, следует немедленно приостановить операции по включению котла, понизить давление в котле, тщательно прегреть паропровод, после чего вновь приступить к включению котла.

Дренажи на паропроводе перед магистральными задвижками закрыть после полного открытия задвижек.

До начала операций по включению котла следует сверить показания сниженных указателей уровня с показаниями водоуказательных приборов, проверить уровень воды, а также сравнить показания верхнего и нижнего манометра котла, чтобы удостовериться в правильности их показаний.

Во время включения котла запрещается изменять режим горения.

После включения котла в магистраль следует приступить к отключению РРОУ (или продувки пароперегревателя) и подъему нагрузки, тщательно следя при этом за показаниями манометров, расходомеров воды и пара, уровнем воды в барабане, а также за температурами пара по тракту пароперегревателя и за температурами металла змеевиков пароперегревателя. По мере набора нагрузки на котле в работу включаются второй дымосос и второй дутьевой вентилятор. Операции по изменению подачи топлива, воздуха, изменению тяги и регулированию температуры перегретого пара в период растопки производятся дистанционно машинистом котла.

Включение регуляторов температуры перегретого пара производится при достижении номинальной температуры пара. Остальные автоматические регуляторы включаются после достижения устойчивого режима работы и нагрузки котла около 70 % от номинальной.

Установка для подачи фосфатов в котел и расход воды на непрерывную продувку необходимо отрегулировать по указанию дежурного персонала химического цеха. Отборы проб пара и воды производить с начала растопки котла.

Если котел растапливается впервые или после капитального ремонта, то при достижении полного давления, до включения котла в магистраль производится регулировка предохранительных клапанов. Проверка исправности действия главных предохранительных клапанов должна производится продувкой: при останове котла на плановый ремонт; при включении котла в работу, если производился ремонт главных предохранительных клапанов или были установлены новые клапаны; в период эксплуатации не реже одного раза в течение 2000 часов работы котла.

 

6.3 Перевод котла на сжигание твердого топлива

 

Для надежного воспламенения угольной пыли при растопке котла необходимо предварительно прогреть топочную камеру растопочным топливом. Степень прогрева зависит от вида топлива, его реакционной способности, влажности и т.д.

При переводе котла на сжигание твердого топлива все мазутные форсунки должны находиться в работе. Перевод котла на сжигание твердого топлива должен производиться только при достижении  устойчивого горения факела мазутных форсунок и при температуре горячего воздуха за воздухоподогревателем более 250 °С, что соответствует устойчивому воспламенению угольной пыли. На котлах, работающих на топливах с выходом летучих менее 15%, переход на сжигание твердого топлива разрешается при тепловой нагрузке топки не ниже 30 % номинальной. При работе на топливах с выходом летучих более 15% разрешается подача пыли при меньшей нагрузке, которая устанавливается инструкцией по эксплуатации.

Подача угольной пыли в недостаточно прогретую топку приводит не только к потерям топлива, но и к образованию наносов несгоревшей пыли на поверхностях нагрева, которые могут привести к возникновению взрывов и пожаров.

Для перевода котла на сжигание твердого топлива необходимо:

1. Произвести все подготовительные работы на системе пылеприготовления:

Убедиться в прекращении всех ремонтных работ и отсутствии посторонних предметов вблизи пускового пылеприготовительного оборудования.

Включить все КИП, технологические блокировки и защиты, не препятствующие пуску системы пылеприготовления.

Смыть оставшееся в мельнице топливо через малые люки.

Открыть вентили на трубопроводе подачи воды на охлаждение вала мельницы.

Проверить положение регулятора слоя на питателе, состояние сигнализатора обрыва потока топлива; убедиться, что в питателе нет посторонних предметов и тлеющих отложений пыли.

Проверить плотность закрытия люков и дверок на мельнице и питателе.

Проверить наличие давления воды и пара в трубопроводах пожаротушения перед мельницами, в сепараторах.

Проверить наличие топлива в бункерах и, если его недостаточно, потребовать от персонала топливно-транспортного цеха заполнения бункеров.

Дать заявку на сборку электрических схем и подачу напряжения на электродвигатели механизмов системы пылеприготовления и приборы дистанционного  управления клапанами.  Предупредить дежурного по вспомогательному оборудованию о пуске системы пылеприготовления.

Проверить действие блокировки  системы пылеприготовления путем пробного включения питателя топлива неработающей мельницы.

Открыть штыревой затвор под бункером сырого угля.

Установить в требуемое положение створки сепаратора пыли согласно режимных карт котлов.

Собрать схемы пылевоздухопроводов.

Перед пуском системы  пылеприготовления после  ремонта или длительного резерва (более трех суток) все ее оборудование должно быть осмотрено и проверена исправность контрольно-измерительных приборов, дистанционного управления, защит, сигнализации, блокировок и автоматики.

Пуск системы пылеприготовления с неисправной системой защит и блокировок запрещается.

2. Подать воду на систему гидрозолоудаления и включить установку для шлакоудаления.

3. Тщательно проверить все оборудование и элементы систем пылеприготовления и убедиться в отсутствии тлеющих отложений пыли.

4. После проведения подготовительных операций приступить к пуску системы пылеприготовления.

Система пылеприготовления с молотковыми мельницами и прямым вдуванием пыли (котел БКЗ -420 -140 -7с) пускается в следующем порядке:

а) Включить ВГД и приоткрыв его направляющий аппарат, поставить под давление воздухопровод от ВГД к мельнице.

б) Включить электродвигатель мельницы: после пуска мельницы проверить температуру подшипников, убедиться в отсутствии вибрации и стука в размольной камере, в нормальном поступлении воды на охлаждение вала мельницы.

в) После повышения температуры за сепаратором до 80-90 °С включить в работу скребковый питатель сырого угля. Не допуская перегрузки мельницы, увеличить подачу топлива и воздуха. Расход воздуха установить согласно режимных карт по токовой загрузке ВГД около 160-180 А, то есть установить минимально возможную загрузку ВГД, при которой ММТ не идет на завал. Температура аэросмеси регулируется изменением подачи горячего воздуха или открытием клапана К-5 на индивидуальном воздухопроводе холодного воздуха на всас ВГД.

г) Включить регуляторы расхода первичного воздуха  на мельницу и температуры пылевоздушной смеси за мельницей.

д) Отрегулировать режим горения путем изменения расхода вторичного воздуха (регулирующие клапаны К-6).

е) При достижении устойчивого горения пыли в топке приступить к поочередному отключению мазутных форсунок и увеличению подачи пыли в топку,  последняя форсунка отключается  при устойчивом режиме горения. Перед отключением последней мазутной форсунки ввести в работу блокировку при потускнении и защиту при погасании факела. При невозможности работы котла без подсветки мазутом (при низких нагрузках, непроектном топливе и др.) и горении хотя бы одной мазутной форсунки, блокировка подхвата факела отключается. Защита по погасанию факела остается в работе.

При переходе на сжигание пыли и настройке режима работы системы пылеприготовления необходимо следить за факелом в топке. В случае полного обрыва факела необходимо  прекратить  подачу пыли в топку, отключить подачу мазута к форсункам. После тщательной вентиляции топки и газоходов вновь зажечь мазутные форсунки и при достижении устойчивого горения возобновить подачу пыли к горелкам.

В процессе перевода котла на сжигание пыли внимательно следить за уровнем воды в барабане, за температурой металла змеевиков пароперегревателя, за температурами газов по тракту, за отсутствием сепарации пыли из факела.

 

7 Пусковая схема прямоточного котла. Особенности пуска

 

7.1 Пусковые схемы прямоточных котлов

 

Пуск прямоточных котлов отличается от пуска барабанных котлов, так как в них отсутствует замкнутая циркуляционная система, нет барабана, где пар непрерывно отделяется от воды, и в котором создается некоторый запас воды. В прямоточных котлах осуществляется однократная принудительная циркуляция среды. Поэтому при растопке (и при работе под нагрузкой) необходимо обеспечивать непрерывное принудительное движение среды через обогреваемые поверхности и одновременно отводить нагретую среду из котла, причем движение воды в трубах должно начинаться еще до начала розжига горелок.

Таким образом, режим растопки целиком определяется надежностью работы поверхностей нагрева, надлежащим температурным режимом металла труб экранов, ширм, пароперегревателей и отсутствием недопустимых теплогидравлических разверок.

Надежное охлаждение поверхностей нагрева при пуске прямоточного котла обеспечивается, как показали опыт и расчеты, если растопочный расход воды составляет не менее 30 % номинального. Минимальное давление среды в экранах при этом должно поддерживаться близким к номинальному, т. е. для котлов 14 МПа - на уровне 12 - 13 МПа, а для котлов сверхкритического давления – 24 - 25 МПа.

Прямоточные котельные установки применяются в основном для мощных энергетических блоков. Необходимость обеспечения маневренности и мобильности блоков, сохранение их высокой надежности и экономичности при различных режимах работы требуют большого внимания к разработке тепловых и пусковых схем.

Разнообразие пусковых схем блоков объясняется применением различных типов котлов, турбин, растопочных и пускосбросных устройств, методов регулирования температуры основного и промежуточного пара, а также конструкций и способов охлаждения промежуточного пароперегревателя. Основное внимание уделим блокам с прямоточными паровыми котлами сверхкритического давления как наиболее распространенным и перспективным.

Наиболее полно условия надежного пуска блока удовлетворяются при режиме скользящего изменения параметров свежего и промежуточного пара. Для обеспечения температурной и гидравлической устойчивости потоков в испарительных поверхностях прямоточного котла целесообразно стремиться к повышению давления. В то же время прогрев пароперегревателя, паропроводов и турбин желательно вести паром невысоких начальных параметров. Удовлетворение этих двух условий возможно, если в тракте котла имеются встроенные задвижки. Тогда перед задвижкой давление поддерживается близким к рабочему, а за ней снижается до требуемого уровня (в зависимости от условий прогрева последующих поверхностей и турбины).

Чтобы обеспечить режим работы на скользящих параметрах, наряду с встроенными задвижками предусматривают растопочные сепараторы, которые могут располагаться за паровым котлом или у задвижки. В соответствии с этим схемы получили названия: с выносными и встроенными сепараторами.

Наиболее часто используют схему с встроенными сепараторами 4 (рисунок 11), которые через трубопроводы с дроссельными клапанами 5 присоединяют к тракту 2 котла перед встроенной задвижкой 6. Сепараторы устанавливают на каждый поток рабочего тела.

 

Рисунок 11 - Пусковая схема прямоточного котла со встроенным сепаратором:

1-регулирующий питательный клапан; 2, 8 – парообразующий и пароперегревательный тракты котла; 3, 5, 7 – дроссельные клапаны Др1, Др2 и Др3 на сбросе воды из сепаратора, на входе в него и на выпаре; 4 – встроенный сепаратор; 6, 11 – встроенная и главная паровые задвижки; 9 – РОУ; 10- ПСБУ; 12,13 – паровая турбина; 14 – конденсатор; 15 – растопочный расширитель; 16 – коллектор пара.

 

 

Отсепарированная влага через систему трубопроводов и дроссельный клапан 3 сбрасывается в конденсатор 14 турбины, а пар поступает в перегревательный тракт 8 за встроенной задвижкой. Расход пара регулируется открытием редукционно-охладительной установки 9 (РОУ) или пускосбросного устройства 10 (ПСБУ).

При расчете пусковых схем важное значение имеет выбор начальных расходов топлива и рабочего тела, особенно в зоне максимального тепловыделения – в топочных экранах. По условиям охлаждения топочных экранов при пуске целесообразно поддерживать расход рабочего тела около 30% номинального. Максимальный расход топлива при пуске определяется температурными условиями работы первого пакета пароперегревателя за встроенной задвижкой. По результатам исследований температуры стенки этого пакета на обеспаренном режиме стартовый расход топлива при пуске из холодного состояния должен быть не более 10 - 12% (иногда до 20 %) номинального. Контрольным параметром является температура газов перед этой поверхностью, которая не должна превышать 550 °С.

В зависимости от схемы сброса пара и охлаждения промежуточного пароперегревателя различают одно- и двухбайпасные пусковые схемы блоков.

При однобайпасной схеме избыток свежего пара из паропровода через пускосбросное устройство сбрасывается в конденсатор. Промежуточный пароперегреватель либо не охлаждается, либо охлаждается паром из коллектора собственных нужд или растопочного узла котла.

В двухбайпасной схеме предусмотрен сброс пара из паропровода свежего пара в «холодный» паропровод промперегрева, а затем после прохождения промежуточного пароперегревателя из «горячего» паропровода промперегрева в конденсатор. Для этой цели устанавливают два пускосбросных устройства, которые должны работать синхронно. Двухбайпасную схему применяют, когда промежуточный пароперегреватель располагается в зоне высоких температур газа (более 850 °С) и его необходимо обязательно охлаждать.

По сравнению с однобайпасной схемой двухбайпасная сложна в эксплуатации и требует больших затрат. Для работы промежуточного пароперегревателя в зоне высоких, температур вместо труб из перлитных сталей необходимы аустенитные, что снижает экономичность, а следовательно, целесообразность применения двухбайпасных схем.

                                 

7.2 Основные элементы пускового узла

 

Основными элементами пускового узла являются: встроенный сепаратор 4 (ВС) и растопочный расширитель 15 (Р-20), рассчитанный на давление 2 МПа (20 кгс/см²), с подводящими и отводящими трубопроводами и арматурой. Встроенный сепаратор имеет относительно небольшое сопротивление, что позволяет использовать его при переходе на прямоточный режим, когда вся среда из тракта до встроенной задвижки направляется в перегревательный тракт без ее открытия. На подводе смеси от котла к встроенному сепаратору установлен дроссельный клапан 5 (Др-1), позволяющий поддерживать номинальное давление в тракте до встроенной задвижки на протяжении всего периода пуска блока.

Дроссельный клапан 3 (Др-2) регулирует расход смеси, сбрасываемой в растопочный расширитель. Для уменьшения заброса влаги и регулирования охлаждения металла перегревательных трубопроводов служит клапан 7 (Др-3) на выводе пара (на выпаре) из встроенного сепаратора в перегревательную часть котла. Этот клапан позволяет повысить давление в сепараторе и обеспечить требуемые расход, давление и температуру пара в тракте за встроенной задвижкой, перед ЦВД и в пусковом устройстве. Чтобы уменьшить заброс скапливающегося в период закрытия клапана Др-3 конденсата перед ним и за ним, а также в нижней точке тракта за встроенной задвижкой устанавливают дренажи.

Сбросы из растопочных сепараторов, устанавливаемых на каждом потоке среды, поступают в растопочный расширитель Р-20. Обычно на блоке монтируют по одному расширителю с верхним основным подводом смеси. Из расширителя пар направляется в деаэратор, коллектор собственных нужд или через клапан  в конденсатор, а вода поступает в циркуляционный водовод, в бак запаса конденсата или нижнюю часть конденсатора. В водовод вода сбрасывается в первые моменты пуска, пока не завершена промывка контура котла до встроенной задвижки. Сброс воды из расширителя Р-20 регулируется по уровню воды в нем клапаном. В пусковой период пар из расширителя Р-20 может использоваться в деаэраторе, тракте охлаждения промперегрева, а избыток сбрасываться в верхнюю часть конденсатора через трубопроводы с клапанами, которыми поддерживается заданное давление в расширителе.

 

7.3 Пусковые операции

 

При сепараторном режиме перед ВЗ рабочая среда направляется в сепаратор 4, после которого требуемое количество пара поступает в перегревательные поверхности, а остальная часть – в растопочный расширитель. Применение встроенной задвижки позволяет поддерживать номинальное давление среды до нее и переменные, постепенно повышающиеся давление и температуру в перегревательных поверхностях, паропроводах и перед турбиной. Это обеспечивает надежную работу напряженных поверхностей до ВЗ при постепенном прогреве их и паропроводов за ней. Повышение параметров за ВЗ определяется начальным состоянием котла перед пуском и требуемой скоростью прогрева наиболее толстостенных деталей – коллекторов, арматуры, корпусов устройств парораспределения и турбин.

Пуск из холодного состояния. После длительного останова пуск блока начинается при низком уровне температуры и давления рабочей среды и обычно сопровождается горячей промывкой поверхностей нагрева до ВЗ, проводимой при включенных растопочных горелках. Тракты промперегрева начинают прогреваться после толчка турбины и поступления в них пара. При этом постоянно контролируют температуру пара, стенок элементов котла и паропроводов и регулируют ее, включая впрыски и охлаждение. После прогрева паропроводов подают пар в ЦСД и начинают постепенно повышать нагрузку.

Завершив подготовительные операции, включают форсунки, после чего сразу открывается клапан 7 (Др-3) во избежание последующих тепловых ударов при внезапном вводе в перегреватели разогретого пара и его конденсации на еще холодных поверхностях. При проведении горячей промывки до ее окончания устанавливают расход топлива В= (0,06 - 0,07) В_ном. Окончив горячую промывку, переводят воду из расширителя Р-20 в конденсатор 14 и настраивают регулятор уровня Р-20. Затем начинают повышать параметры и расход пара, увеличивая расход топлива до растопочного В_р= (0,10 - 0,12) В_ном. При этом контролируют температуру среды перед ВЗ (t_воз=300 - 310 °С) и газов в поворотной камере (J_ПК=500 - 550 °C).

После достижения перед ВЗ температуры t’_B3=410°C, превышающей температуру насыщения, переходят на прямоточный режим, полностью закрывая клапан Др-2 и задвижки на сбросе воды и пара из сепаратора 4. Дальнейшее нагружение турбины проводят на прямоточном режиме, увеличивая тепловыделение в котле (расход топлива) и переходя в это время на основное топливо.

При нагрузке N=0,6 N_nom, прикрывая регулирующие клапаны, переводят свежий пар на номинальное давление 24 МПа, включают регулятор давления блока, полностью открывают ВЗ и переводят систему впрысков на полное давление. С переходом на номинальное давление нагружают блок на 100%-ную нагрузку, постепенно повышая температуру пара. До достижения номинальной температуры свежего пара и пара промперегрева регулирование ведут пусковыми впрысками, а затем переходят на штатные впрыски, отключая пусковые. Дальнейшая работа блока ведется в соответствии с диспетчерским графиком на основе режимной карты и инструкций по эксплуатации.

Пуски блока из холодного состояния и их графики-задания являются базовыми для проведения пусков из других состояний. По описанной технологии пуск блока производят в том случае, когда предварительное охлаждение котла полное (при температуре коллекторов пароперегревателя менее 80°С).

Пуски из неостывшего и горячего состояния, из горячего резерва. При неполном охлаждении котла (температура коллектора превышает 80°С) пуск производят как из неостывшего состояния. Различают несколько разновидностей пусков блоков из неостывшего состояния в зависимости от продолжительности предыдущего останова и степени охлаждения коллекторов, паропроводов и толстостенных деталей турбин. Условно выделяют пуски из неостывшего состояния после длительных остановов (70-90 и 50-60 ч), когда требуется прогрев паропроводов промперегрева, и после остановов меньшей продолжительности (32-45, 24-30 и 12-18ч), когда предварительный прогрев не требуется.

Пуск из горячего состояния производится после останова блока на 2-8 ч и характеризуется более быстрым его включением, исключением сброса воды из расширителя в циркуляционный водовод, уменьшением или отсутствием пропуска пара на предварительный прогрев паропроводов, так как они могут быть более горячими, чем подаваемый пар, повышением частоты вращения после толчка турбины сразу до n=50 1/с без выдержек на промежуточной частоте. Время пуска из горячего состояния до полной нагрузки составляет до 2,5 ч, что в 1,8—2,5 раза меньше времени пуска из неостывшего и холодного состояния.

Пуск из горячего резерва (после простоя менее 30 мин) непродолжителен и может выполняться по прямоточному режиму.

Существующая тенденция развития энергетики и энергопотребления предполагает частый вывод блоков в горячий резерв или на останов, поэтому пуски их из неостывшего и горячего состояния становятся наиболее распространенными.

 

8 Останов и расхолаживание котельной установки

 

Следует различать четыре вида остановок котельного агрегата, характеризующих условия расхолаживания котла и действия оперативного персонала: останов в "горячий" резерв; останов в "холодный" резерв; останов в ремонт; аварийный останов.

 

8.1 Нормальный останов парового котла

 

При останове котла постепенно снижают нагрузку, уменьшая расход топлива, питательной воды, воздуха и загрузку дымососов. В схемах с прямым вдуванием пыли расход топлива уменьшают разгрузкой питателей сырого топлива и последующим постепенным остановом их и соответствующих мельниц. В схемах с промежуточными бункерами первоначально отключают питатели сырого топлива и мельницы, а затем уменьшают загрузку питателей пыли и постепенно выводят их из работы. Скорость снижения нагрузки определяется допустимой скоростью изменения температуры металла наиболее толстостенных элементов оборудования. Чтобы не появились значительные температурные напряжения в начальный период останова (иногда до минимально устойчивой нагрузки), поддерживают номинальную температуру пара. Номинальное давление пара за котлом разрешается поддерживать до нагрузки не ниже 50 % от номинальной.

Если котел или система пылеприготовления останавливаются на длительное время, следует срабатывать все топливо из бункеров и питателей сырого угля.

После отключения системы пылеприготовления погасить все мазутные форсунки, провентилировать топку и газоходы в течение 10 - 15 минут, при условии, что расход воздуха через топку, определяемый по загрузке электродвигателей дутьевых вентиляторов, составляет не менее 50 % от номинального. Остановить дутьевые вентиляторы и дымососы, закрыть их направляющие аппараты. Для равномерного охлаждения всех элементов котла полностью закрыть все лазы, гляделки по котлу и по котельной установке.

В зимний период при длительном нахождении заполненного водой котла в резерве установить тщательное наблюдение за плотностью газовоздушного тракта, за поверхностями нагрева, за продувочными трубопроводами и дренажами, а также за импульсными линиями пароводяного тракта. Принять меры к подогреву воды в котле и поддержание температуры - внутри топки выше 0 °С.

Особенно внимательно следует контролировать котлы, расположенные у торцов котельного цеха или рядом с его расширяющейся частью. Если, несмотря на принятые меры по уплотнению газовоздушного тракта имеется опасность замерзания воды в резервном котле, необходимо периодически его обогревать подачей горячего воздуха от соседних котлов или периодической растопкой.

По мере снижения нагрузки питания котла перевести с основной на байпасную линию узла питания. При переходе на питание котла через байпас перейти с основного регулятора питания на растопочный регулятор питания.

При прекращении постоянной подпитки котла открыть задвижки на линии рециркуляции из барабана к экономайзеру. При снижении уровня воды в барабане на 100 мм от среднего произвести подпитку котла с возможно меньшим расходом для предотвращения недопустимых термических напряжений в теле барабана. Подпитать котел до +100 мм от среднего уровня после чего питание прекратить. Перед подпиткой проверить закрытие задвижек на линии рециркуляции из барабана в трубопровод перед экономайзером. Наблюдение за уровнем продолжать до сохранения в котле давления.

Запрещается производить подпитку остановленного котла с дренированием воды в целях ускоренного охлаждения барабана.

Во время останова котла также, как при пуске необходим тщательный контроль за разностью температур верха и низа барабана, которая не должна превышать 60 °С, для чего необходимо охлаждение проводить со скоростью
1,5 °С/мин при давлении в барабане меньше 100 кгс/см².

В процессе снижения нагрузки следить за температурой пара и при ее снижении уменьшить подачу конденсата в пароохладители. При снижении температуры пара до минимально возможной по условиям работы станции включить РРОУ и закрыть магистральную задвижку перед главным паропроводом. После снижения параметров пара до минимально возможных, по условиям работы РРОУ, (давление 16-20 кгс/см² и температура 300 °С) отключить РРОУ, включить продувку пароперегревателя в атмосферу или на барбатер, закрыть ГПЗ-1 и открыть дренаж паропровода.

При прекращении подачи пара из котла, продувку пароперегревателя закрыть.

В случае необходимости ускоренного расхолаживания котла для ремонта включить паровое расхолаживание барабана согласно инструкции по эксплуатации УПРО.

Ввиду того, что усиленная вентиляция газоходов, сама, не являясь причиной возгорания возможных отложений, может ускорить его развитие, необходимо при вентиляции котла осуществлять постоянный контроль за температурой воздуха на выходе из котла.

Выключить приборы, показывающие и регистрирующие температуру воздуха и газов до и за поверхностями нагрева в конвективной шахте, температуру уходящих газов, разность температур между воздухом и газом не ранее чем через 24 часа после останова котла.

После останова котла следует внимательно следить за температурой газов и воздуха по конвективной шахте по приборам и производить обходы с целью выявления загораний через 5-6 часов.

При признаках загорания немедленно произвести осмотр газохода, проверить температуру газов и воздуха по всем установленным термопарам, поставить в известность пожарную команду и в дальнейшем вести наблюдение за участком вероятного возгорания.

При останове котла без применения устройства парового охлаждения барабана пуск дымососа для расхолаживания разрешается не ранее, чем через 10 часов после останова котла - для котлов с давлением пара до 140 кгс/см², через 18 часов - для котлов давлением 140 кгс/см² и выше, при условии, если разность между температурой стенки верха и низа барабана не превышает 60 °С.

Через шесть часов после останова котла необходимо произвести продувку нижних точек для удаления шлама, после чего медленно подпитать котел до высшего уровня.

Через восемь-десять часов продувку через нижние точки и подпитку повторить.

В случае необходимости спуска воды при останове котла спуск следует производить немедленно после снижения давления до атмосферного, используя для осушки внутренних поверхностей тепло, аккумулированное обмуровкой.

При необходимости ревизии внутрибарабанных устройств после слива воды отключить котел от всех трубопроводов, находящихся под давлением. Люк барабана открывать осторожно: вначале слегка ослабить болты и лишь убедившись, что воды и пара нет, открыть люк.

Для обеспечения безопасности во время расхолаживания дежурный персонал должен осуществлять контроль за остановленным котлом до полного снижения давления в котле и снятия напряжения с электродвигателей.

Это требование обусловлено также тем, что на остановленном оборудовании не исключены случаи загорания отложений в пылесистемах и газоходах котла.

 

8.2 Консервация котла

 

Для предотвращения стояночной коррозии пароводяной тракт котла должен подвергаться консервации при выводе котла в резерв, останове его на текущий и капитальный ремонт и других кратковременных аварийных и плановых остановах.

Стояночная коррозия протекает под воздействием кислорода воздуха, попадающего в пароводяной тракт при останове котла и снижении давления в нем до атмосферного.

Характерные особенности стояночной коррозии - образование на поверхности металла язвин и накопление большого количества продуктов коррозии металла, что приводит к развитию коррозионных процессов при последующей эксплуатации оборудования.

Остановы котла по длительности можно условно разделить на две группы:

- кратковременные остановы в резерв на срок не более трех суток;

- длительные остановы на срок более трех суток (резерв или ремонт).

Для защиты от коррозии применяют сухой, мокрый и газовый способ консервации, в  ряде случаев применяют  консервацию избыточным давлением.

Консервация избыточным давлением.

При останове котла на срок более трех суток производится консервация под избыточным давлением. Сущность  консервации заключается в поддержании избыточного давления в котле после его останова для предотвращения попадания кислорода в пароводяной тракт.

После останова котла давление в барабане снижают  до 2 - 5 кгс/см² , сохраняя растопочный уровень барабана, давление в котле поддерживать через коллектор УПРО, регулятором или при его неисправности вентилями Д_У-20 по месту. При этом следить за температурным режимом барабана, не допуская перекоса температур верх-низ свыше 60 °С.

Во время  консервации ежедневно  проверяют  содержание кислорода в воде, она не должна превышать 20 мкг/кг.

Мокрый способ консервации.

При останове котла на срок более трех суток до трех месяцев применяется консервация раствором гидразина с аммиаком при рН = 10,5. Гидразинно-аммиачная консервация котлов в период их останова выполняется без дополнительных затрат времени с использованием аккумулированного при работе тепла.

За три часа до отключения котла прекращается дозирование фосфатов. В фосфатном баке готовится гидразинно-аммиачный раствор. Концентрированный раствор гидразина подается в чистый отсек барабане насосом-дозатором сразу после закрытия ГПЗ-1, то есть после отключения котла от магистрали.

Пассивация металла сопровождается его постепенным остыванием. Процессу консервации сопутствует частичная отмывка поверхностей нагрева от рыхлых отложений, переходящих в неприкипающий шлам, удаляемый с продувками. Удаление шлама путем периодических продувок проводится при 110, 85, 45 и 10 кгс/см² . Окончанием периода пассивации следует считать снижение давления в барабане котла до атмосферного, температуры котловой воды до 100 °С. После охлаждения котла консервирующий гидразинно-аммиачный раствор сливается. Во избежание нарушения защитной пленки нельзя промывать внутренние поверхности после слива консервирующего раствора, а также заполнять котел водой до пуска.

Все операции производятся по согласованию с персоналом химического цеха, который осуществляет хииический контроль проведения консервации и сообщает о достижении расчетных концентраций и прекращении подачи консервирующего раствора.

Сухой способ консервации

Применяется при длительной остановке котла и когда невозможно отапливать помещение зимой. Сущность его заключается в том, что после удаления воды из котла, и очистки поверхностей нагрева сушку котла производят пропуском горячего воздуха (тщательной вентиляцией).

После окончания сушки через открытые лазы в барабанах помещают заранее приготовленные железные противни с негашеной известью или силикагелем в количестве 2 - 3 кг на 1 м³  или 1,0-1,5 кг на 1 м³ объема котла соответственно. Плотно закрывают лазы барабана и перекрывают всю арматуру. Периодически проводят проверку состояния реактивов и их замену.

Газовый способ консервации.

При газовом способе консервации из остывшего котла спускают воду, тщательно очищают внутреннюю поверхность нагрева от накипи. После этого котел заполняют через воздушник газообразным аммиаком и создают давление около 0,13 кгс/см². Действие аммиака состоит в том, что он растворяется в пленке влаги, которая находится на поверхности металла в котле. Эта пленка становится щелочной и защищает котел от коррозии. При газовом способе консервации персонал ее производящий должен знать правила техники безопасности. В качестве реагента при газовой консервации может использоваться инертный газ, например азот. На сегодняшний день газовый способ консервации производится редко.

 

8.3 Аварийный останов котла

 

Котельный агрегат должен быть немедленно остановлен действием защит или персоналом, без согласования действий с руководством цеха и станции, в случаях:

а) недопустимого повышения или понижения уровня воды в барабане или выходе из строя всех водоуказательных приборов;

б) быстрого снижения уровня воды в барабане несмотря на усиленное питание котла;

в) прекращения действия всех питательных устройств (насосов);

г) недопустимого повышения давления в пароводяном тракте котла;

д) прекращения действия более 50% предохранительных клапанов или других заменяющих предохранительных устройств;

е) разрыва труб пароводяного тракта или обнаружения трещин, выпучин, пропусков в сварных швах в основных элементах котла (барабане, коллекторах, паропроводах), питательных трубопроводах и пароводяной арматуре;

ж) погасания факела в топке;

з) недопустимого понижения давления газа или мазута за регулирующим клапаном (при работе котла на одном из этих видов топлива);

и) отключения всех дымососов или дутьевых вентиляторов;

к) взрыва в топке, взрыва или загорания горючих отложений в газоходах и золоуловителе, разогрева докрасна несущих балок каркаса, при обвале обмуровки, в также других повреждениях, угрожающих персоналу или оборудованию;

л) пожара, угрожающего персоналу или оборудованию, а также цепям дистанционного управления отключающей арматуры, входящей в систему защиты котла;

м) исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления и на всех контрольно-измерительных приборах;

н) снижения расхода воды через водогрейный котел ниже минимально допустимого более чем на 10 с;

о) повышения температуры воды на выходе из водогрейного котла выше допустимой.

Допустимые повышения и понижения параметров оговариваются в инструкциях по эксплуатации. Отключение котла в большинстве случаев должно осуществляться действием защит, однако если не сработает защита все операции по останову котла должен производить оперативный персонал.

Большую опасность для оборудования представляют упуск воды из барабана и перепитка котла водой. Задержка с остановом котла при упуске воды может привести к массовым повреждениям экранных (кипятильных) труб. При перепитке котла возможен заброс воды в пароперегреватель, паропроводы и турбину, что может повлечь за собой тяжелые повреждения. К аварийной ситуации относятся случаи одновременного выхода из строя всех водоуказательных приборов, когда обслуживающий персонал остается без средств контроля за уровнем воды в барабане, что может привести к описанным выше последствиям.

Если несмотря на усиленное питание котла водой уровень ее в барабане продолжает понижаться, наиболее вероятной причиной может быть разрыв экранной трубы. В такой ситуации промедление с остановом может также вызвать серьезные повреждения котла.

Расходомеры питательной воды являются основными приборами, с помощью которых ведется режим работы прямоточного и водогрейного котлов, поэтому при выходе из строя расходомеров прямоточный и водогрейный котлы должны быть остановлены. Допускается кратковременная их работа при условии, что режим работы оборудования не требует подрегулировки питания. Если при неисправном расходомере возникли какие-либо нарушения режима, требующие подрегулировки питания, необходимо немедленно остановить котел.

Существующая защита от прекращения расхода питательной воды в котел действует с выдержкой времени до 30 с. Проведенные испытания показали, что такой перерыв в питании не представляет опасности для его поверхностей нагрева. Вместе с тем при прекращении действия всех питательных устройств и не включении резервного насоса по АВР нет необходимости ждать 30 с, поскольку существует реальная угроза повреждения поверхностей нагрева котла в случае, если защита от прекращения питания по какой-либо причине не сработает. В этом случае котел следует немедленно отключить.

Недопустимое повышение давления в пароводяном тракте котла (или только на участке тракта до ВЗ, не защищенном предохранительными клапанами) может вызвать напряжения в элементах котла выше расчетных (допустимых) значений, вследствие чего возможны опасные для оборудования и жизни людей повреждения барабана, коллекторов и труб котла. Такие же последствия возможны в случае прекращения действия более 50% предохранительных клапанов или других заменяющих их предохранительных устройств. При определенном понижении давления в пароводяном тракте до ВЗ происходит закипание (запаривание) воды, что может привести к пережогу труб радиационных поверхностей нагрева. Поэтому котел необходимо немедленно остановить.

Следует помнить, что промедление с остановом котла в случаях, указанных в подпункте "е", может привести к большим повреждениям и представить опасность для обслуживающего персонала. Разрыв экранной и пароперегревательной труб определяется обычно по резкому шуму, снижению разрежения вверху топки и выбиванию газов из лючков топки и газоходов и неплотностей в обмуровке, а также по большому расхождению показаний паро- и водомера. Разрыв экранной или кипятильной трубы барабанного котла сопровождается также резким падением уровня воды и давления в барабане. Особую опасность для жизни людей и целостности оборудования представляют повреждения внешних сепараторов, паропроводов, питательных трубопроводов, арматуры и др., что связано с выбросом в котельную больших масс горячей воды и пара.

Если при нарушении устойчивости режима горения в топочной камере произошло погасание факела, котел должен быть немедленно остановлен. Следует помнить, что подача топлива в погасшую топку или попытка восстановить горение в топке включением газовых или мазутных горелок может привести к взрыву в топке и газоходах с большими разрушениями. Признаками погасания топки являются быстрое понижение параметров пара и увеличение разрежения вверху топки.

Газовые горелки и мазутные форсунки обеспечивают устойчивое воспламенение и сгорание топлива в определенном диапазоне давления топлива перед горелками. При понижении давления мазута в магистрали перед форсунками ниже предела, установленного местной инструкцией, резко ухудшается распыл мазута, нарушается топочный режим, несгоревший мазут попадает на под топки и уносится в газоходы с последующим осаждением на поверхностях нагрева. Нарушение топочного режима при недопустимом понижении давления газа может привести к погасанию факела и образованию взрывоопасной смеси в горелках и топочной камере. При одновременном понижении давления газа и мазута (при совместном сжигании) за регулирующими клапанами ниже допустимых пределов котел должен быть остановлен по соображениям, высказанным ранее.

При отключении всех дымососов у котлов, работающих под разрежением, происходит выброс газов в помещение котельной. Останов дутьевых вентиляторов приводит к прекращению подачи воздуха в топку и на систему пылеприготовления, что вызывает мгновенное понижение параметров пара, нарушение процесса горения с забросом несгоревшего топлива в газоходы. Поэтому даже кратковременная работа котла с отключенными дымососами или дутьевыми вентиляторами недопустима.

Останов всех РВП приведет к прекращению подогрева воздуха, поступающего в топку и на пылеприготовление, т.е. к нарушению топочного режима с забросом топлива в газоходы и прекращению подачи твердого топлива.

Прекращение расхода пара через промежуточный пароперегреватель возможно в случае подрыва предохранительных клапанов, установленных на "холодных" паропроводах промежуточного пароперегревателя, или закрытия задвижек на этих паропроводах (в схеме дубль-блока). Промедление с остановом котла в этом случае может привести к массовому повреждению труб промежуточного пароперегревателя.

Трубы водогрейных котлов ввиду их различной конфигурации и длины имеют разные гидравлические характеристики, поэтому скорости воды в отдельных трубах существенно отличаются от средней, вследствие этого возможно поверхностное кипение в отдельных трубах с дальнейшим повышением гидравлического сопротивления и резким снижением расхода вплоть до прекращения цир­куляции и пережога труб. Опыт эксплуатации водогрейных котлов и данные испытаний показали, что для предотвращения локального закипания необходимо обеспечить среднюю скорость воды не менее 1 м/с.

В целях предупреждения аварий водогрейных котлов при снижении расхода воды через них ниже допустимого значения необходимо остановить котел.

Минимально допустимый расход воды через водогрейный котел устанавливается для каждого вида котла. Главным условием надежной и безопасной работы водогрейных котлов является обеспечение прокачивания через них нагреваемой воды без ее кипения. Понижение давления в водогрейном котле или повышение температуры воды за ним создает опасность вскипания воды и гидравлических ударов. Поэтому при понижении давления в выводном коллекторе котла ниже допустимого или повышении температуры воды на выходе из водогрейного котла, при которой недогрев воды до кипения достигает 20 °С, котел также должен быть остановлен.

При возникновении загорания в котельном помещении, если пожар представляет непосредственную опасность для обслуживающего персонала и может привести к большим повреждениям оборудования или цепей дистанционного управления отключающей арматуры (что сделает невозможным в случае необходимости отключение котла) необходимо немедленно остановить котел, вызвать пожарную команду и вывести персонал в безопасное место.

При исчезновении напряжения на устройствах дистанционного управления или на всех КИП становится невозможным не только управление, но и наблюдение за работой оборудования. В этом случае персонал бессилен принять какие-либо меры к предупреждению опасных режимов и предохранить оборудование от повреждения. Поскольку при отсутствии показаний всех приборов оборудованию может быть причинен значительный ущерб (пережог поверхностей нагрева, заброс воды в паропроводы и турбину), при исчезновении напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления и на всех КИП котел должен быть немедленно остановлен.

Кроме перечисленных выше аварийных случаев, могут возникнуть такие повреждения, с которыми котел может проработать некоторое время. В этих случаях решение о останове котла принимает главный инженер станции по согласованию с диспетчером энергосистемы. Приведем некоторые примеры. Котел должен быть остановлен в случаях:

а) обнаружения свищей в трубах поверхностей нагрева, пароводоперепускных и водоопускных трубах котлов, паропроводах, коллекторах, в питательных трубопроводах, а также течей и парений в арматуре, фланцевых соединениях;

б) недопустимого повышения температуры металла поверхностей нагрева, если снизить температуру изменением режима работы не удается;

в) выхода из строя всех дистанционных указателей уровня воды в барабане котла;

г) резкого ухудшения качества питательной воды против установленных норм;

д) прекращении работы золоуловителей;

е) неисправности отдельных защит или устройств дистанционного и автоматического управления, а также контрольно-измерительных приборов.

Следует сказать, что длительная работа с указанными повреждениями недопустима, так как может привести к серьезным авариям.

 

9. Обслуживание котельной установки во время ее работы

 

9.1 Общие положения

 

При нормальной работе котельной установки ее управление должно осуществляться автоматическими регулирующими органами. О качестве работы регуляторов машинист котла судит по показаниям самопищущих и показывающих приборов, установленных на щите управления. Регулирование не должно сопровождаться частыми и значительными колебаниями величин от допустимых знаний, при появлении каких-либо ненормальностей в работе авторегуляторов машинист котла должен перейти на ручное дистанционное управление.

При эксплуатации котельных установок должны обеспечиваться:  

1. Надежность работы всего основного и вспомогательного оборудования.

2. Возможность достижения номинальной производительности, параметров и качества пара и воды. Минимальная нагрузка котла по условиям циркуляции  при номинальном  давлении должна быть не ниже 30 - 40 % от номинальной. Поддержание температуры пара на выходе из котла должно обеспечиваться с допусками плюс 5, минус 10 °С от номинального значения.   При резких отклонениях температур пара по тракту пароперегревателя от допустимых величин, необходимо проверить работу регуляторов температуры пара и режим горения в топке устранить причины нарушения работы автоматики или топочного  режима, вызывающие изменение температуры пара.   Необходимо следить, чтобы температура пара по потокам пароперегревателя была одинакова. Более высокая температура пара с одной стороны котла указывает на перекос газовых температур в топке или на местное загрязнение пароперегревателя, на разное количество впрыска по сторонам котла.  

3. Экономичный и бесшлаковочный режим работы, установленный на основе испытаний и заводских инструкций.  

4. Равномерное питание котла водой. Отклонение от среднего значения уровня воды в барабане при дистанционном регулировании питания не должно превышать значений + 50, - 50 мм, при нормальной работе автоматики питания отклонения от среднего уровня воды не должны превышать + 20 - 20 мм. Повышение уровня воды в барабане способствует уносу капельной влаги и увеличению напряжения парового объема. Вместе с каплями происходит унос солей, что приводит к заносу пароперегревателя и проточной части турбины. Снижение уровня ниже предельного может нарушить условие входа воды в опускные трубы без кипения; захват в них пара и как следствие нарушение циркуляции.

5. Надежную работу котельной установки при максимальной экономичности сжигания топлива и минимальном расходе электроэнергии на собственные нужды, что достигается ведением режимов согласно режимной карты. 

Режим работы котельной  установки должен осуществляется в строгом соответствии с режимной картой, составленной по результатам испытаний котла и с инструкцией по эксплуатации котла. Режимная карта должна корректироваться в случае изменения марки сжигаемого топлива и в случае проведения реконструкции котла.

 

9.2 Обслуживание котельной установки при работе на твердом топливе

 

За время работы котельной установки необходимо вести систематические наблюдения:

1. За работой приборов теплового контроля и автоматики. Периодически согласно инструкции по эксплуатации  проверять правильность показаний водоуказательной колонки ее продувкой. Ежесменно сверять показания сниженных уровнемеров с показаниями водоуказательной колонки. Продувка водоуказательных приборов должна производиться не реже одного раза в смену при сомнении в правильности их показаний. При нормальной работе водоуказательных приборов во избежание быстрого износа слюды их продувку следует производить один раз в 1 - 6 дней.

2. За топочным режимом, контролируя избытки воздуха в дымовых газах, температуры газов по газоходам, не допуская температурных перекосов, контролируя температуру и перепад давлений воздуха за воздухоподогревателем.

Поддерживать нормальное разрежение вверху топки на уровне 2-3 кгс/м², при этом котел не должен газить.

Добиваться равномерного заполнения факелом топки. Из факела не должна сепарироваться пыль, в топке не должно быть видно, отдельных ярких пылинок "мух", указывающих на наличие низкой температуры или на чрезмерно крупный помол топлива. Цвет факела должен быть  ярко желтым,  без ослепительно  белых полос, свидетельствующих о перенапряжении топочного объема и возможном шлаковании топки.

По мере изменения нагрузок на котлоагрегатах на всех режимах необходимо выдерживать соотношение подаваемых в топку топлива и воздуха. Расход организованного воздуха на котел определяется косвенно по перепаду давлений воздуха до и после воздухоподогревателя (исходя из прямой пропорциональной зависимости расхода и перепада), а также по силе тока на амперметрах дутьевых вентиляторов ДВ.

Оптимальное соотношение скоростей первичного и вторичного воздуха в горелке должно быть в пределах 1/2 и более. Поэтому регулятор расхода первичного воздуха на пылесистемах настраивается на минимально возможную вентиляцию мельниц, что дает, во-первых, уменьшение износа пылепроводов и горелок (уменьшение пылений), во-вторых, снижение потерь от механического недожога, более ровное горение.  

Распределение топлива и воздуха по горелкам производится с максимальной равномерностью, поэтому все шибера на вторичном воздухе должны быть открыты, все исправные пылесистемы должны находиться в работе и при этом загружены одинаково. Расход воздуха для различных нагрузок должен быть установлен в процессе режимно-наладочных испытаний котла.  

Температура воздуха на входе в воздухоподогреватель должна поддерживаться не ниже 50 - 60 °С, для предотвращения низко-температурной коррозии путем рециркуляции горячего  воздуха на всас дутьевого вентилятора или включением паровых калориферов.

3. За работой золоуловителей.

4. За состоянием изоляции, требуя своевременного устранения присосов воздуха; следить чтобы были закрыты все гляделки по котлу. Присосы воздуха должны контролироваться путем проверки котла контрольным газовым анализом, проводимым не реже одного раза в месяц, а также до и после текущего, среднего, капитального ремонтов. Расчеты показывают, что увеличение присосов в топку на 20 % снижают КПД котла на 1 %, а увеличение  присосов воздуха в конвективный газоход на 10 % снижает его КПД на 0,6 %. Кроме того, увеличение присосов воздуха в газовый тракт приводит к перерасходу электроэнергии на тягу и в некоторых случаях является причиной ограничения нагрузки котла. Присосы в топку ухудшают условия воспламенения и сгорания топлива, увеличивая при этом потери с механическим недожогом.

Неплотности топки и газоходов котла должны устраняться на работающем котле (где это возможно по условиям техники безопасности) и при его остановах.

5. За исправностью арматуры котельной установки.  

Не реже одного раза в смену производить осмотр всех элементов импульсно-предохранительных клапанов (ИПУ). При этом необходимо следить за тем, чтобы:  

- грузы на импульсных клапанах были опломбированы;  

- отсутствовал пропуск пара через импульсный клапан в поршневую камеру главного клапана. При обнаружении пропуска необходимо применять меры по составлению герметичности  импульсного клапана;  

- запорные вентили, установленные перед электроконтактными манометрами, в процессе эксплуатации были полностью открыты, маховики сняты, а шпиндели опломбированы;  

- показания двух электроконтактных манометров, используемых для одних и тех же клапанов на работающем котле, не различались больше, чем на одно деление шкалы. В противном случае манометр должен быть проверен персоналом цеха ТАИ.  

6. За работой всего вспомогательного оборудования. Производительность и давление, развиваемое вентиляторами и дымососами, должны соответствовать потребностям котельного агрегата. При отключении одного вентилятора или дымососа должна быть обеспечена равномерность распределения воздуха между горелками и исключен переток газа (воздуха) через остановленную машину.  

7. За качеством котловой воды и пара, не допуская ухудшения показателей качества против указанных в "Правилах технической эксплуатации", регулируя соответственно  непрерывную продувку, режим которых устанавливает дежурный персонал химического цеха станции. Во избежание нарушения циркуляции котла периодическая продувка не должна превышать 30 секунд из одной точки.   

8. За состоянием основного и аварийного освещения.  

9. За состоянием поверхностей нагрева. Поверхности нагрева с газовой стороны должны содержаться в чистоте путем поддержания оптимальных режимов и применения систем очистки. За металлом труб поверхностей нагрева, коллекторов, паропроводов, работающих при температуре более 450 С, должно проводится систематическое наблюдение в соответствии с инструкциями. Периодически прослушивать газоходы в области пароперегревателя и экономайзера в целях своевременного обнаружения свищей. При работе котла должны соблюдаться тепловые режимы, обеспечивающие поддержание в каждой ступени пароперегревателя допустимых температур пара. Значения допустимых температур указываются в инструкции по эксплуатации котла.   

Необходимо особо тщательно следить за температурой газов перед и за воздухоподогревателем с целью выявления признаков отложений и загрязнений сажей хвостовых поверхностей нагрева.  

 

9.3 Обслуживание котельной установки при работе на газе

 

При работе котла на газе необходимо тщательно осматривать ГРП и газопроводы в пределах котельного цеха, проверяя отсутствие утечек газа, в случае обнаружения запаха газа в котельной необходимо принять меры к устранению утечек.  

Осмотр газопроводов и их арматуры, продувочных устройств и подвесок должен производиться в следующем порядке:

- осмотр наружного газопровода производится согласно графика утвержденного главным инженером ТЭС;  

- осмотр ГРП проводится 1 раз в смену начальником смены;

- осмотр внутренних газопроводов производится 1 раз в смену машинистом котла.

При нормальном горении газовый факел заполняет равномерно всю топочную камеру и имеет голубовато-синий с фиолетовым цвет; если пламя вытянутое и имеет темно-желтую окраску, то значит, недостает воздуха. Если пламя короткое и имеет ослепительную окраску, это говорит о большом избытке воздуха. Топочный факел должен заканчиваться вблизи горелок и быть прозрачным. На концах факела не должно быть темных проскоков, что говорит о плохом перемешивании и неполном горении. Подача воздуха к горелкам, должна регулироваться в соответствии с расходом газа, не допускается работа отдельных горелок с коптящим пламенем.

О качестве сжигания газа можно судить по  содержанию кислорода в дымовых газах, которое необходимо поддерживать, согласно режимной карты.  

Причинами химического недожога могут быть:  

- недостаток воздуха;

- плохое перемешивание  воздуха и газа; 

- заниженная температура в топке из за повышенного избытка воздуха и больших присосов.

Во время работы котла необходимо постоянно вести наблюдение за режимом горения, не допуская обрыва и проскока пламени.  

С целью  предупреждения проскоков  пламени в  горелки необходимо:

- не допускать снижение давления газа во время  работы горелок против предусмотренного режимной картой;  

- гасить горелки,  уменьшая их  нагрузку до  минимально допустимой режимной картой, до полного прекращения подачи газа, а затем прекратить поступление первичного воздуха;  

- уменьшать разрежение в топке котла медленно и осторожно, наблюдая за режимом работы горелок.  

Для предупреждения отрыва пламени от горелок необходимо:  

- не допускать при работе горелок избытка первичного воздуха или повышенной скорости газовоздушной смеси на выходе (гудение и шум);  

- при нагружении горелок очень плавно увеличивать расход первичного воздуха;  

- не увеличивать резко тягу в топке, особенно при использовании низконапорных горелок.  

В случае проскока или отрыва пламени следует быстро прекратить подачу газа в горелку. Особую опасность представляет обрыв пламени не обнаруженный своевременно персоналом, т.к. при этом может произойти взрыв.  

Во время работы котла систематически наблюдать за давлением газа в коллекторах котла, не допуская его колебаний сверх допустимых пределов.

 

10 Загрязнения, эрозия и коррозия конвективных поверхностей нагрева

 

10.1 Загрязнения и абразивный износ конвективных поверхностей нагрева

 

Поступающие вместе с топливом в зону горения минеральные примеси подвергаются высокотемпературным физическим преобразованиям: часть из них плавится и даже испаряется, другие в этих условиях образуют новые эвтектические сплавы и соединяются в более крупные расплавленные частицы, которые выпадают в нижнюю часть топки (холодную воронку) в виде шлака. Основная масса мелких золовых частиц уносится из топки с продуктами сгорания в виде летучей золы.

В составе летучей золы имеются три группы частиц, отличающиеся по химическому составу и физическим свойствам в зоне высоких температур.

Легкоплавкие компоненты имеют температуру плавления 700-850°С. Это в основном хлориды и сульфаты щелочных металлов (NaCI, CaCl₂, Na₂SO₄, MgCl₂, Al₂(SO₄)₃). Их количество в составе летучей золы невелико (менее 1%).

Среднеплавкие компоненты золы с температурой плавления 900-1100°С (FeS, Na₂SiO₃, K₂SO₄ и др.) находятся в топке в расплавленном состоянии, при контакте с поверхностью нагрева налипают на нее и по мере снижения температуры застывают и цементируют другие твердые частицы.

Тугоплавкими компонентами являются, как правило, оксиды металлов типа МеО (CaO, MgO, FeO, а также SiO₂, Fe₂O₃, Al₂O₃ и др.). Температура их плавления (1600-2800°С) превышает температуру газов в ядре факела, поэтому эти компоненты проходят зону горения без изменения своего состояния, оставаясь твердыми. Из-за малых размеров минеральные частицы уносятся потоком газов и составляют основную массу летучей золы.

Особенно неблагоприятными характеристиками обладает оксид кальция. При содержании в золе СаО = 25 - 40% и наличии оксидов серы в потоке газов в отложениях активно происходит сульфатизация. В результате развивается цементация (спекание) слоя отложений и его постепенное нарастание. Это явление называют шлакованием конвективной поверхности нагрева.

При увеличении в золе оксидов Al₂O₃ + SiO₂ (особенно более 60% массы летучей золы) температура плавления золы заметно увеличивается и шлакование поверхностей исключается.

По степени механической прочности образующиеся на поверхности металла отложения разделяются на сыпучие, связанные рыхлые, прочные и сплавленные (шлаковые). Шлаковые отложения развиваются в зоне температур газов 700-900°С и могут привести к перекрытию (зашлаковыванию) части газохода, что вызовет необходимость снижения нагрузки на котле из-за ограничения тяги в результате резкого роста аэродинамического сопротивления газового тракта котла.

В образовании связанных рыхлых и плотных отложений участвуют щелочные соединения (К₂О, Na₂O), а также сульфатные типа Na₂SO₄ и золовые фракции с повышенным содержанием оксидов железа. Характерный вид плотных отложений показан на (рисунке 12), такие отложения развиваются на поверхностях с температурой стенки до 550°С.

Особый вид связанных липких и цементирующихся отложений образуется на поверхности воздухоподогревателя при температуре стенки ниже 200°С, где начинается конденсация на поверхности нагрева паров серной кислоты совместно с влагой. При сжигании твердых топлив в воздухоподогревателях образуется слой рыхлых влажных отложений, а при сжигании мазута - липкие сильнокислые отложения, которые при наличии достаточного количества органических соединений и силикатов натрия в мазуте образуют твердые, прочные, стеклоподобные наплавления.

В зоне относительно низких температур газового потока - менее 700 °С и до температур холодной части воздухоподогревателя - наиболее распространены при сжигании твердых топлив сыпучие отложения, которые имеют слабую механическую связь с поверхностью и между собой и легко удаляются при встряхивании или прямом ударе по участку отложений. Кроме аэродинамических факторов, приводящих к набрасыванию частиц золы на поверхность труб, в переносе мелких фракций золы участвуют электростатические силы.

Интенсивность образования сыпучих отложений сильно зависит от фракционного состава золы. Крупные фракции золы размером свыше 30 мкм обладают достаточно большой кинетической энергией при движении около трубы и разрушают нарастающие отложения за счет более мелких частиц. В таких случаях отложения оказываются незначительными.

В длительной эксплуатации при постоянном контакте отложений с газовым потоком может происходить связывание (спекание) частиц между собой за счет сульфатных соединений Na и К, поэтому желательно систематическое удаление таких отложений.

Сыпучие и другие виды загрязнений поверхности труб ухудшают теплообмен с газовым потоком и снижают тепловую эффективность поверхности.

Большое влияние на степень загрязнения поверхности оказывают тип пучка труб (шахматный или коридорный) и продольный шаг труб s₂ в шахматном пучке. При равных прочих условиях (скорость газов, диаметр труб) коэффициент загрязнения коридорного пучка в 1,7-3,5 раза больше, чем шахматного (рисунок 13). С уменьшением продольного шага труб s₂ (уплотнение пучка труб) загрязнение существенно уменьшается. Загрязнение труб существенно возрастает при низких скоростях газового потока, поэтому скорости газов в поверхностях менее 3-4 м/с не допускаются, а с учетом рабочего диапазона нагрузок котла скорости газов при номинальной нагрузке принимаются не ниже 6 м/с для поперечно омываемых пучков труб и не менее 8 м/с - для продольного тока газов в поверхностях воздухоподогревателей.

Абразивный износ определяется тем, что крупные частицы золы, обладающие достаточной твердостью и остротой граней, при ударах о стенку трубы непрерывно срезают с поверхности микроскопически малые слои оксида металла, постепенно уменьшая в этом месте толщину стенки трубы (рисунок 14). Частицы несгоревшего топлива (чаще у антрацитов и полуантрацитов) также вызывают истирание поверхности.

Рисунок 14 - Места и характер абразивного износа труб: а - места абразивного износа трубы поперечным набегающим потоком газов; б - упрощенная схема срезания частицами золы металла с поверхности трубы; 1 - место износа металла трубы.

Таким образом, золовой износ прежде всего определяется абразивностью частиц золы. Абразивность зависит от содержания SiO₂ в золе и заметно увеличивается, когда SiO₂ > 60%. Так, например, сильно абразивными свойствами обладают зола экибастузского каменного угля, так как в ее составе содержание SiO₂ > 80%. Интенсивность износа также зависит от общего количества золы в топливе.

Абразивный износ более сильно проявляется в зоне температур газов ниже 800°С, когда частицы теряют поверхностную пластичность и становятся твердыми, т.е. в верхней части конвективной шахты. Интенсивность износа неравномерна как по сечению газохода, так и по периметру труб. При входе в конвективную шахту из горизонтального газохода газы имеют разворот на 90°, в результате чего наиболее грубые фракции золы отбрасываются к задней стене шахты и имеют там повышенную концентрацию.

При поперечном обтекании трубы наибольшему износу подвергаются боковые ее стенки под углом 30-50°, где обтекающий трубу поток проходит по касательной к поверхности. Коридорные пучки подвергаются существенно меньшему износу, так как по ходу газов трубы находятся в аэродинамической тени первой (лобовой) трубы, на которую к тому же поток газов набегает с более низкой скоростью (из свободного газохода), чем скорость газов в межтрубном пространстве пучка. Интенсивность износа определяется: кинетической энергией отдельных частиц золы, которая зависит от квадрата скорости газов w2г; количеством частиц, проходящих у поверхности в единицу времени, которое зависит от концентрации частиц в потоке газов mЗЛ и является возрастающей функцией от скорости wг; неравномерностью концентраций золы в потоке km и скоростей газов в сечении kW; плотностью расположения труб в поперечно омываемом пучке, что определяет торможение частиц при контакте с поверхностью и уменьшение их скорости по сравнению со скоростью газов.

В итоге интенсивность износа, мм/год, зависит в третьей степени от скорости газов:

где

а - коэффициент абразивности золы, мм·с³/(г·ч);

m - относительный показатель износоустойчивости труб, зависящий от химического состава стали;

t_Р - время эксплуатации поверхности, ч/год.

k_m = 1,2 - 1,25, k_W = 1,25 - 1,3.

Допустимым считается износ стенки трубы I_из = 0,2 мм/год из расчета нормальной работы трубы не менее 10 лет (t_Р = 60 - 70 тыс. ч).

Максимально допустимая по условиям износа скорость газов в первом ряду конвективного пакета верхней части шахты w_из, м/с, для шахматного пучка труб при относительном шаге труб s_В1/d = 2,5 представлена в таблице 1.

 

Таблица 1 - Допустимые скорости по условиям износа

Топливо	Wиз, м/с	Топливо	Wиз, м/с
Экибастуский уголь	7,0	Кизеловский уголь	10,5
Подмосковный уголь	9,0	Антрацит марки АШ	11,5
Челябинский уголь	10,0	Донецкий уголь Т	12,0

 

Рабочие скорости газов в пакете должны быть меньше максимальных. При опасности абразивного износа труб поверхности принимаются меры для их защиты. Активными являются способы общего уменьшения скоростей (при конструировании) и выравнивания их в сечении газохода (аэродинамические устройства, исключение свободных газовых коридоров).

Методами пассивной локальной защиты являются накладки сверху на всю длину трубы полуцилиндрических сменных манжет, наплавка прутков с двух сторон трубы в зоне наибольшего износа, установка на входе в трубы воздухоподогревателя внутренних цилиндрических вставок длиной не более 10d_вн.

 

10.2 Высокотемпературная коррозия

 

Под термином высокотемпературная коррозия понимается коррозионное разрушение металла труб поверхностей нагрева, соприкасающихся с продуктами сгорания высокой температуры (υ > 700 °С). К высокотемпературной коррозии относятся два вида коррозии металла, происходящие в разных зонах котла и имеющие различный химический характер. Одним из видов является наружная коррозия экранов топочной камеры в зоне расположения ядра, определяемая контактом сернистых газов с металлом труб. Другой вид характеризуется коррозией труб пароперегревателей, разрушением элементов их креплений за счет присутствия в газовом потоке оксидов ванадия.

Наружная коррозия труб экранов возникает при сжигании топлив с малым выходом летучих веществ и сернистого мазута и связана с образованием вблизи поверхности труб экранов заметной концентрации сероводорода H₂S.

Коррозия экранов развивается интенсивно на уровне расположения горелок, когда экраны непосредственно омываются расширяющейся струей аэросмеси на выходе из горелки.

Скорость коррозии металла лобовой части труб может составить 3-4 мм/год, т.е. трубы экранов выходят из строя менее чем через год (при толщине стенки 5-6 мм допустимое локальное уменьшение толщины составляет 2 мм).

Даже при незначительных объемных концентрациях H₂S у поверхности экранов (0,04 - 0,07 %) скорость коррозии металла возрастает в 5-10 раз по сравнению с допустимой при содержании H₂S = 0,01%. Первичным продуктом реакции H₂S с металлом труб является сульфид железа FeS, который затем преобразуется в порошкообразные сульфаты. Последние легко сдуваются (удаляются) с поверхности, давая возможность дальнейшему развитию процесса окисления.

Для исключения коррозионного разрушения экранов необходимо обеспечить равномерную раздачу топлива и воздуха по горелкам так, чтобы в каждой из них постоянно имел место избыток воздуха больше единицы. Кроме того, следует исключить прямой удар пылевоздушной струи из горелки в боковой экран на близком расстоянии от амбразуры.

Второй вид коррозии связан с окислением труб и крепежных деталей пароперегревателей, когда температура металла превышает 610 - 620°С. Этот тип коррозии определяется участием оксидов ванадия и называется ванадиевой коррозией и проявляется при сжигании мазутов, зола которых содержит оксид V₂O₄.

В процессе горения углеводородов V₂O₄ окисляется до V₂O₅ и образуются ванадаты 5V₂О5·Na₂O·V₂O₄ и пиросульфаты натрия Na₂S₂O₇, имеющие температуру плавления около 600°С. На поверхности труб или крепежных деталей при t_ст > 610°С возникает жидкая пленка, обладающая высокой окислительной способностью по отношению к сталям разного типа (углеродистой, легированной, аустенитной).

Снижение избытка воздуха в зоне горения, введение в зону горения щелочных присадок (жидких- типа водного раствора MgCl, твердых - в форме порошка магнезита и доломита) хотя и дает определенный эффект, но не приводит к кардинальному подавлению ванадиевой коррозии.

Радикальным средством предупреждения коррозии могла бы быть очистка сжигаемого мазута от примесей ванадия и натрия, но это довольно дорого и требует строительства специальных заводов. Поэтому кардинальным решением этой проблемы для паровых котлов, сжигающих мазут, явилось снижение температуры перегретого пара (основного и промежуточного перегревателей) до 545°С, хотя при этом снижается термодинамический КПД цикла перегретого пара. При сжигании других видов топлив этот тип коррозии не имеет места.

 

10.3 Низкотемпературная коррозия

 

Коррозия возникает в нижней части поверхности воздухоподогревателя, находящейся в области наиболее низких температур как газов, так и рабочей среды (воздуха).

По своему характеру - это сернокислотная коррозия. Определяющим фактором интенсивной низкотемпературной коррозии является наличие в потоке дымовых газов паров серной кислоты H₂SO₄.

При горении серы топлива в зоне ядра факела образуется диоксид серы SO₂. В дальнейшем при наличии некоторого избытка воздуха SO₂ частично доокисляется в SO₃ атомарным кислородом О, образующимся в высокотемпературной зоне факела при избыточном количестве молекулярного кислорода в зоне горения.

В общем виде уровень концентрации SO₃ в продуктах сгорания на выходе из топки, по данным А. К. Внукова, можно выразить следующей эмпирической зависимостью:

где k_п и k_т - коэффициенты, учитывающие конструкцию топочного устройства (факельная открытая или с вихревым предтопком, с твердым или жидким шлакоудалением) и вид сжигаемого топлива; Q₂ - содержание избыточного кислорода в продуктах сгорания, %; q_V - тепловое напряжение топочного объема, кВт/м. Значения показателей степени n, m, l близки к единице.

Содержание SO₃ в газах составляет 1-5% количества SO₂ или 0,002-0,10% полного объема газов.

В зоне температур газов ниже 500° С начинается образование паров серной кислоты за счет реакции SO₃ с водяными парами, находящимися в газовом потоке. Этот процесс завершается при температуре около 250°С.

Коррозия поверхности нагрева может начаться при условии, если температура стенки и пристенного пограничного слоя окажется ниже температуры конденсации паров влаги или паров серной кислоты, соответствующей их парциальному давлению в газах.

Температура, при которой начинается конденсация влаги на поверхности, называется термодинамической температурой росы t_Р.

Температура росы (точка росы) чистых водяных паров при их парциальном давлении в продуктах сгорания p_H2O = 0,01 - 0,015 МПа составляет t_тр = 45 - 54°С. При наличии в потоке газов паров серной кислоты температура конденсации (сернокислотная точка росы t^s_p) значительно увеличивается и может достигать 140-160 °С.

Значение температуры t^s_p можно определить по формуле (для сжигания мазута)

где S^п = S^р/Q^р_н - приведенная сернистость топлива, % · кг/МДж;

O₂ = 21 (α-1)/α - концентрация избыточного кислорода в газовом потоке, %.С увеличением содержания серы в топливе и избытка воздуха возрастает концентрация SO₃ в потоке газов, что ведет к росту температуры росы.

Температура точки росы продуктов сгорания твердых топлив зависит от наличия серы в топливе и щелочных соединений в золе и определяется по формуле:

где А_Щ - коэффициент, учитывающий содержание щелочных соединений в потоке летучей золы.

Коррозия металла происходит при наличии на его поверхности пленки сконденсировавшейся влаги, содержащей H₂SO₄. Скорость коррозии пропорциональна скорости конденсации паров серной кислоты. В то же время интенсивность коррозии зависит от процентного содержания H₂SO₄ в конденсирующейся пленке на поверхности металла. При более низкой температуре (ниже 110°С) в пленке растет масса влаги и снижается доля серной кислоты.

Скорость коррозии металла в наиболее опасной зоне температур 90-110°С существенно снижается при уменьшении избытка воздуха в продуктах сгорания, что связано с резким уменьшением образования SO₃. В том же направлении изменяется скорость коррозии, если уменьшить содержание серы в топливе.

Для исключения низкотемпературной коррозии необходимо иметь t_ст < t^s_p + (10 - 15) °С, однако, это экономически оправдано лишь при сжигании малосернистых мазутов и сернистых твердых топлив, у которых t^S_Р не превышает 110 °С. В других случаях при высоком значении t_ст температура уходящих газов будет чрезмерно велика, заметно возрастут потери с уходящими газами.

При значении t^s_p>130 °С допускается в поверхности воздухоподогревателя невысокая скорость коррозии (не более 0,2 мм/год), что обеспечивается за счет предварительного подогрева воздуха на входе в воздухоподогреватель.

 

11 Методы регулирования температуры пара

 

11.1 Методы парового регулирования температуры пара

 

Регулирование температуры пара высокого давления основано на понижении температуры по мере перегрева пара при ее превышении заданного значения в регулируемой точке. Поэтому размер поверхности пароперегревателя устанавливают такой, чтобы при нагрузке 0,5D_ном без каких-либо воздействий обеспечить номинальный перегрев пара. При нагрузках выше 0,5D_ном излишний перегрев пара снимается в пароохладителях. В прямоточных котлах при более низких нагрузках поддержание номинальной температуры обеспечивается изменением соотношения B_к/G_пв.

Регулирование промежуточного перегрева пара обеспечивается путем догрева пара при нагрузках ниже номинальной. Для этих целей применяются как паровые, так и газовые методы регулирования (рисунок 15).

Для поддержания установленной температуры пара высокого давления почти исключительно применяются впрыскивающие пароохладители путем ввода (впрыска) в поток частично перегретого пара питательной воды или конденсата, имеющих температуру на 200-300°С ниже охлаждаемого пара.

Впрыскивающий пароохладитель (рисунок 16) устанавливается на прямом участке паропровода или в коллекторе длиной 6-7 м, охлаждающая вода или конденсат вводится в поток пара через форсунку-распылитель с несколькими отверстиями диаметром 3-6 мм. Во избежание попадания относительно холодных струй воды на горячие стенки корпуса (коллектора) внутри него установлена разгруженная от давления защитная рубашка цилиндрической формы или в виде сопла Вентури, ее длина (3-5 м) определяется расчетной длиной участка испарения капель влаги.

Рисунок 15 - Классификация методов регулирования температуры пара высокого давления и промежуточного перегрева.

 

Снижение температуры перегретого пара впрыскивающим пароохладителем достигается на некотором расстоянии от места ввода воды, так как на испарение капель конденсата и последующий перегрев образовавшегося из них пара требуется некоторый промежуток времени, а скорость потока пара в пароохладителе более 40 м/с. Уменьшения этого расстояния достигают более тонким распылением воды за счет малого диаметра отверстий форсунки и увеличения перепада давления между впрыскиваемой водой и паром и по возможности увеличением разности температур пара и конденсата.

Рисунок 16 - Впрыскивающий пароохладитель: a - с цилиндрической защитной рубашкой; б - с соплом Вентури; 1 - водяная форсунка; 2 - штуцер; 3 - защитная рубашка; 4 - корпус пароохладителя; 5 - сопло Вентури; 6 - вход охлаждающей воды; 7 - вход пара.

 

Пароохладитель можно устанавливать за пароперегревателем, в рассечку между ступенями пароперегревателя либо на стороне насыщенного пара.

При установке пароохладителя на выходе из пароперегревателя обеспечивается надежное поддержание заданной температуры пара перед турбиной, но металл пароперегревателя в его выходной части остается не защищенным от высокой температуры пара и, потому такой метод применять нельзя.

Установка пароохладителя по остальным вариантам защищает металл пароперегревателя. Однако, по мере удаления впрыскивающего устройства от выхода из перегревателя возрастает инерционность регулирования и снижается точность поддержания температуры.

Обычно для регулирования температуры пара используются не один, а два-три пароохладителя, установленные между отдельными пакетами перегревателя. Один из них устанавливается чаще всего перед ширмовым перегревателем ШП (или в рассечку его) для обеспечения надежной работы металла этой сильно теплонапряженной поверхности. Этот впрыск является наибольшим по воздействию, Dh" = (0,5-0,6)Dh_по, его дополнительная задача состоит в стабилизации энтальпии пара на выходе из радиационных поверхностей с учетом неравномерности тепловыделения по стенам топки. Второй рекомендуется устанавливать перед конвективными пакетами перегревателя - для стабилизации температуры пара после ширм (рисунок 17).

На барабанных котлах обычно второй пароохладитель отсутствует, а на прямоточных при его установке теплосъем принимают Dh_II = (0,3-0,4)Dh_по. Последний пароохладитель является подрегулирующим и устанавливается перед выходным пакетом перегревателя, имеющим небольшое тепловосприятие по пару (120-200 кДж/кг). Задача пароохладителя - окончательно стабилизировать температуру перегретого пара на выходе из котла. Расчетное количество впрыскиваемой воды составляет G_впр = (0,05-0,08)D_ном на прямоточных котлах и до 0,1D_ном на барабанных.

Впрыскивающие пароохладители требовательны к качеству воды, используемой для впрыска. Прямоточные паровые котлы питаются в основном очищенным конденсатом и обессоленной добавочной водой, в связи с чем их оборудуют впрыскивающими пароохладителями, использующими питательную воду.

В барабанных паровых котлах при сильно минерализованной питательной воде конденсат для впрыска получается в самом котле за счет конденсации части насыщенного пара, отбираемого из барабана котла. Такой способ получения качественной воды для впрыска называется схемой впрыска собственного конденсата (рисунок 18).

Конденсация насыщенного пара происходит за счет отвода теплоты к питательной воде, поступающей затем в экономайзер. В нижней части конденсатора установлен конденсатосборник, из которого конденсат поступает в пароохладители, а избыток его через линию перелива возвращается в барабан.

 

Рисунок 18 - Схема регулирования перегрева пара впрыском собственного конденсата: 1 - барабан; 2 - линия перелива; 3 - конденсатор; 4 - сборник конденсата; 5 - впрыскивающий пароохладитель; 6 - экономайзер; 7 – регулятор

 

Для регулирования температуры промежуточного перегрева пара чаще всего применяются паропаровые теплообменники (ППТО), в которых часть теплоты пара высокого давления передается пару, поступающему на вторичный перегрев.

Первая часть пароперегревателя высокого давления, находящаяся до ППТО, обладает в основном радиационной характеристикой, а промежуточный перегреватель является конвективным (рисунок  19).

Рисунок 19 - Схема включения ППТО в тракте котла СКД.

 

При снижении нагрузки на котле температура пара высокого давления после прохождения радиационной части перегревателя перед ППТО будет несколько возрастать, а в конвективном промежуточном перегревателе - снижаться. Изменение тепловосприятия ППТО обеспечивается пропуском части вторично перегреваемого пара помимо ППТО через байпасную линию с регулирующим клапаном. Если уменьшить расход пара через байпасную линию (увеличить через ППТО), то температура пара в точке смешения за ППТО (или что то же самое - перед конвективной поверхностью перегревателя) повысится, компенсируя снижение тепловосприятия конвективной поверхности при пониженной нагрузке.

Секция паропарового теплообменника состоит из системы трубок диаметром 25-35 мм, помещенных в коллектор диаметром 160-200 мм. Для лучшей компенсации температурных удлинений трубной системы и компактности устройства теплообменнику придают U-образную форму. Диапазон регулирования температуры пара в ППТО составляет 30-40°С.

Паропаровые теплообменники можно рассматривать как часть поверхности нагрева промежуточного пароперегревателя, так как через них всегда проходит небольшой поток пара. По тракту вторично перегреваемого пара теплообменники устанавливают перед входом в конвективную поверхность.

 

11.2 Методы газового регулирования

 

Газовое регулирование применяется для поддержания требуемой температуры пара промежуточного перегрева путем догрева пара при пониженной нагрузке. В этом случае конвективная поверхность устанавливается таких размеров, чтобы при номинальной нагрузке была обеспечена заданная температура пара, а при пониженной нагрузке расход газов через поверхность увеличивается. Газовое регулирование вызывает дополнительные расходы энергии на тягу и увеличение потерь теплоты с уходящими газами. Определенное влияние изменение расхода газов оказывает на температуру перегрева свежего пара, что усложняет эксплуатацию.

С учетом инерционности газового регулирования в мощных котлах этот метод применяется совместно с паровым.

Рециркуляция продуктов сгорания обеспечивается возвратом части газов V_рц из газохода после экономайзера с температурой J_рц = 350 – 450 °С в топочную камеру. Газы рециркуляции вводятся либо в кольцевой канал вокруг горелки, либо непосредственно в короб воздуха горелок (рисунок 20). Поскольку абсолютное давление газов в топке выше, чем в месте отбора их на рециркуляцию, подача газов в топку возможна только специальным дымососом рециркуляции газов. В связи с этим возрастают общие собственные затраты энергии котлом на перекачку газов. Кроме того, возврат части газов в топку увеличивает общий объем газов в тракте от топки до места отбора газов и сопротивление этого тракта, отчего дополнительно увеличиваются затраты энергии на тягу в основных дымососах.

Доля рециркуляции изменяется обычно от 5 до 40% и увеличивается по мере снижения нагрузки, когда заметно уменьшается тепловосприятие конвективных поверхностей промежуточного перегревателя.

В результате ввода рециркулирующих газов в топку происходит снижение температуры горения в топке, уменьшение тепловосприятия топочных экранов и увеличение тепловосприятия конвективных поверхностей. В итоге в среднем 1% рециркуляции газов обеспечивает повышение температуры пара на 1,0-1,5°С.

Рециркуляция дымовых газов в широком диапазоне применяется преимущественно на газомазутных котлах, на которых ввод инертных газов в зону горения практически не влияет на полноту сгорания топлива и поверхности которых не подвержены золовому износу при повышенной скорости газов в газоходах.

Наличие рециркуляции газов приводит к некоторому повышению температуры уходящих газов и, следовательно, потерь теплоты с ними. При этом несколько возрастет расход топлива по сравнению с режимом без рециркуляции.

 

12 Аварии и повреждения паровых котлов

 

12.1 Аварии и неполадки паровых котлов

 

При эксплуатации паровых котлов возможны нарушения – устранимые и неустранимые, для ликвидации которых соответственно требуется или не требуется останавливать оборудование. В зависимости от характера неполадок, их последствий и степени повреждения оборудования различают отказы, аварии и внезапные (незапланированные) отключения потребителя.

Нарушение работоспособности оборудования электростанции называют отказом. Внезапное возникновение режима работы, создающего условия, опасные для обслуживающего персонала, либо приводящего к полному или частичному разрушению оборудования, называют аварией.

При возникновении аварийных ситуаций необходимы быстрые, решительные действия, порядок выполнения которых строго регламентирован. Большое значение имеют противоаварийные тренировки, во время которых отрабатываются практические навыки работы с оборудованием в аварийных ситуациях.

Аварии и отказы в работе происходят в результате поломок оборудования, вызванных физическими и химическими процессами, а также неправильных действий обслуживающего персонала электростанции, низкого качества изготовления оборудования, его монтажа или ремонта.

Воздействие физико-химических процессов на оборудование может быть своевременно зарегистрировано персоналом с помощью средств контроля.

В котельных цехах аварийные остановы вызываются разрывами труб поверхностей нагрева, а также трубопроводов пара и воды; пожарами, хлопками взрывами в топке, газоходах, системах топливоподачи и пылеприготовления; повреждениями арматуры; разрушением обмуровки и элементов каркаса; шлакованием топочных экранов и поверхностей нагрева; выходом из строя отдельных видов оборудования, вызывающим останов котла. Кроме того, причиной останова может быть повреждение или неисправность контрольно-измерительных приборов, системы управления, автоматики и защиты.

 

12.2 Обнаружение и устранение аварий и неполадок в паровых котлах

 

Разрывы труб поверхностей нагрева являются основной причиной аварийных остановов и отказов котлов. Наиболее серьезные последствия с обязательным остановом котла наблюдаются при разрывах экранных труб. При появлении свищей и трещин в экономайзерах и пароперегревателях иногда допускается работа котла в течение некоторого времени, однако при этом усиливают контроль, особенно дефектных участков, и, как только предоставляется возможность, котел останавливают, чтобы избежать более серьезных повреждений. Разрывы экранных труб в барабанных котлах сопровождаются сильным шумом в топочной камере и газоходах, понижением уровня воды в барабане (несмотря на усиленное питание), ростом давления в топке и выбиванием из нее газов, снижением давления в барабане и др. При разрывах в других поверхностях нагрева вследствие меньших диаметров труб эти же признаки проявляются в меньшей степени: разрыв труб пароперегревателей не сказывается на изменении уровня воды.

Основными причинами разрывов труб поверхностей нагрева являются: превышение давления; нарушение температурных условий работы; коррозионно-эрозионные процессы, происходящие на наружной и внутренней поверхностях труб; неудовлетворительный водный режим котла; усталостные разрушения и повышенные напряжения (например, при защемлениях труб); низкое качество изготовления труб и применение несоответствующего материала; некачественные монтаж и ремонт (особенно плохая сварка); недостаточный технический надзор за состоянием труб.

Во избежание чрезмерного повышения давления на паропроводах свежего и вторично перегретого пара устанавливают предохранительные клапаны, исправность которых регулярно контролируют. Пуск котла при неисправных предохранительных клапанах запрещается. Нарушения температурных условий работы труб наблюдаются при повышении температуры сверх допустимых пределов или резких ее колебаниях, вызывающих появление усталостных трещин. Сопротивление металла действующим нагрузкам уменьшается при повышении температуры, которое может быть вызвано недостаточным расходом пара или воды через трубу, ростом температуры газа и тепловых потоков образованием значительных внутренних отложений из-за неустойчивой циркуляции среды по трубам.

Недостаточный расход охлаждающей среды может возникнуть из-за невнимательности машиниста, упуска воды из барабана, появления разрывов в трубах, неустойчивости или нарушения циркуляции, неисправности контрольно-измерительных приборов, связанных с питанием котла. Причиной повышения температуры газов может быть чрезмерный расход топлива, неудовлетворительный топочный режим, вызывающий общее затягивание горения, или неравномерность («перекосы» температур) газов по сечению топки и газоходов (неправильная загрузка горелок).

Внутренние отложения появляются при неудовлетворительных водном режиме и химподготовке воды, интенсивном протекании коррозионных процессов, недостаточной очистке пара. Увеличение содержания солей в котлах вызывается забросом влаги из барабана при повышении уровня воды сверх допустимого. Кроме точного соблюдения режима эксплуатации и топочного процесса, а также постоянного контроля показаний приборов для сокращения аварий из-за разрыва труб персоналу станции следует регулярно проводить водяные и кислотные промывки внутренних поверхностей труб.

Коррозионные процессы протекают как с внутренней стороны труб, так и со стороны движения газа. Внутренняя коррозия определяется наличием в воде или паре коррозионно-активных соединений (кислорода, водорода, углекислого газа, нитратов, нитритов и др.). Коррозия может протекать как при работающем, так и остановленном котле (стояночная коррозия). При работе оборудования в большинстве случаев внутренняя коррозия происходит из-за неудовлетворительной деаэрации питательной воды и низкого качества внутрикотловой обработки воды.

Стояночную коррозию, вызванную проникновением атмосферного воздуха в трубы при остановах оборудования, устраняют при консервации котлов, которую выполняют в соответствии с «Руководящими указаниями по консервации теплоэнергетического оборудования». Наружная коррозия труб в высокотемпературных котлах наиболее сильно проявляется при сжигании мазута и твердых топлив с повышенным содержанием серы (ванадиевая, сульфидная коррозия) и в поверхностях нагрева в зоне низких температур газов (низкотемпературная сернистая коррозия).

Водный режим котла в значительной степени определяет коррозионные процессы и образование внутренних отложений. Для снижения аварийности в соответствии с требованиями «Правил технической эксплуатации» следует: поддерживать общее солесодержание питательной воды и содержание соединений железа, меди, кремния, кислорода не выше допустимых пределов; правильно дозировать обрабатывающие материалы (гидразин, аммиак, фосфат и др.); выдерживать требуемый расход воды непрерывной продувки и своевременно выполнять периодическую продувку; проводить предпусковые промывки котлов. Повышенные напряжения и усталостные разрушения могут быть вызваны неправильным проектированием оборудования, а также заклиниванием (защемлением) труб, резкими сменами температур. При пусках, остановах и эксплуатации оборудования контролируют удлинение трубопроводов и состояние поверхности труб, выявляют поврежденные участки и своевременно заменяют их.

Аварии и отказы из-за низкого качества изготовления, монтажа и ремонта вызываются: браком металла; отсутствием входного контроля; браком заводских, монтажных или ремонтных сварных стыков; применением несоответствующих материалов; нарушениями технологии и объема работ.

При разрыве труб пароводяного тракта, появлении трещин, выпучин, пропусков в сварных стыках и соединениях основных элементов (барабане, коллекторе, перепускных трубах и др.) котел следует немедленно остановить. В прямоточных котлах при резком снижении давления в тракте до встроенной задвижки может произойти вскипание воды, что приводит к неравномерной раздаче пароводяной смеси по отдельным трубам, вызывает пульсацию давлений и расхода в них, увеличение температуры. Поэтому при недопустимом превышении или понижении давления до встроенной задвижки котел должен быть остановлен.

Хлопки и взрывы в топках и газоходах происходят из-за скопления значительных количеств непрореагировавшего топлива при не налаженном топочном режиме, обрыве факела и повторном зажигании его без вентиляции, и особенно при подаче угольной пыли в не нагретую топку. Хлопки и взрывы могут происходить также при обрушении значительных глыб шлака в водяную ванну шлакового комода. При сжигании газообразного топлива взрывы (часто с тяжелыми последствиями) наблюдаются во время растопки котла с не провентилированной топкой при утечке в нее газа, а также зажигании факела (после обрыва) без предварительной вентиляции топки и газоходов. Пожары и взрывы при сжигании жидкого топлива происходят вследствие плохого его распыла и не налаженного топочного процесса. При взрыве в топке или газоходах, особенно в случае разрушения обмуровки, каркаса или других элементов, котел следует немедленно остановить. Котел должен быть также остановлен в ситуациях, которые могут вызвать взрыв с серьезными последствиями. Такими аварийными ситуациями являются погасание факела и недопустимое понижение давления за регулирующими клапанами газа или мазута. Аварии с хлопками и взрывами большей частью происходят по вине обслуживающего персонала, нарушающего пусковые и эксплуатационные инструкции, в частности указания о вентиляции котла перед пуском.

Пожары в газоходах возникают вследствие неудовлетворительного ведения топочного процесса, когда продукты неполного сгорания (несгоревшее топливо, сажа, смолистые вещества) оседают и скапливаются на поверхностях нагрева экономайзеров и воздухоподогревателей. Возгорание этих отложений вызывает серьезные повреждения поверхностей нагрева и газоходов. Признаками загораний являются несвойственное для данной зоны повышение температуры газов, ухудшение тяги, выбивание пламени, разогрев обшивки. Обнаружив пожар, немедленно прекращают подачу топлива, локализуют горение (отключением дутьевых вентиляторов и дымососов и плотным закрытием газовых и воздушных шиберов) и включают местное пожаротушение.

Шлакование топок и поверхностей нагрева также снижает надежность работы и создает аварийные ситуации. Кроме неравномерности обогрева труб и нарушения циркуляции шлакование вызывает деформацию и повреждение отдельных экранных труб и их подвесной системы, разрушение холодной воронки, шлаковых шахт, устройств шлакоудаления и обмуровки (при падении глыб шлака), повышает температуру в топке и увеличивает тепловые потоки на незашлакованные участки труб. Шлакование экранов и поверхностей нагрева значительно ограничивает мощность котла и увеличивает затраты на тягу. При сильном шлаковании топки, когда наблюдаются перекрытие шлаком ее нижней части и прекращение его выхода с накоплением в топке, производят аварийный останов котла.

 

Список литературы

 

1.       РД 34 РК.20.501-02 Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РК, 2002 г.

2.       Резников М.И., Липов Ю.М. Паровые  котлы тепловых электростанций: Учебник для ВУЗов. - М.: Энергоиздат, 1981.

3.       Ковалев А.П., Лелеев Н.С., Виленский Т.В. Парогенераторы:  Учебник для  ВУЗов. - М.: Энергоиздат, 1985.

4.       Стырикович М.А., Катковская К.Я., Серов Е.П. Парогенераторы электростанций. - М.: Энергия, 1966.

5.       Сидельковский Л.Н., Юренев В.Н. Парогенераторы промышленных предприятий. - М.: Энергия, 1978.

6.       Мейкляр М. В. Современные котельные агрегаты ТКЗ. - М.: Энергия, 1978.

7.       Елизаров П. П. Эксплуатация котельных установок высокого давления на электростанциях. - М. - Л.: Госэнергоиздат, 1961

8.       Качан А. Д. Режимы работы и эксплуатации тепловых электрических станций. – Минск: Высшая школа, 1978.

9.       Гиршфельд В. Я., Князев А. М., Куликов В. Е. Режимы работы и эксплуатация ТЭС. - М.: Энергия, 1980.

10.   Цвинар Л. Пуск паровых котлов. - М.: Энергоиздат, 1981.

11.   Прокопенко А. Д., Мысак И. С. Стационарные, переменные и пусковые режимы энергоблоков ТЭС. - М.: Энергоатомиздат, 1990.

12.   Липов Ю.М., Третьяков Ю.М. Котельные установки и парогенераторы. – Москва-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика», 2003. - 592 с.

13.   Росляков П.В. Методы защиты окружающей среды: Учебник для вузов. – М.: изд. МЭИ, 2006. – 330 с.

14.   Электронная энциклопедия энергетики. – М.: Изд. МЭИ, 2007 г.

15.   Баранов П.А. Эксплуатация и ремонт паровых и водогрейных котлов.- М.: Энергия, 1986.- 264 с.

 

Содержание 

стр.

Введение	3
1 Эксплуатационные режимы работы котлов	3
1.1 Режимы работы котельных агрегатов	3
1.2 Режимные карты	4
1.3 Эксплуатационные показатели работы котлов	6
1.4 Организация управления котлами	7
1.5 Стационарные режимы эксплуатации котлов	9
1.6 Нестационарные процессы в котлах	10
2 Статические характеристики парового котла в нерасчетных режимах работы	12
3 Рабочие диапазоны нагрузки котельных агрегатов ТЭС	18
3.1 Устойчивость гидравлического режима барабанных котлов	18
3.2 Гидравлический режим прямоточных котлов	19
3.3 Влияние пароперегревателя на глубину разгрузки котлов	20
3.4 Устойчивость топочного процесса	21
3.5 Шлакоудаление	22
3.6 Коррозия хвостовых поверхностей котельных агрегатов	24
3.7 Максимальная нагрузка барабанных и прямоточных котлов	25
4 Подготовка котла к пуску	27
4.1 Общие положения	27
4.2 Подготовительные работы и осмотр котлоагрегата	29
4.3 Заполнение котла водой	32
5 Пуск котельной установки (барабанный котел)	35
5.1 Общие положения	35
5.2 Розжиг и подъем давления	36
5.3 Повышение надежности работы экономайзера и пароперегревателя при пуске	39
6 Включение котла в магистраль и переход на основной вид топлива	41
6.1 Прогрев паропровода до магистрали	41
6.2 Включение котла в магистраль	43
6.3 Перевод котла на сжигание твердого топлива	44
7 Пусковая схема прямоточного котла. Особенности пуска	47
7.1 Пусковые схемы прямоточных котлов	47
7.2 Основные элементы пускового узла	49
7.3 Пусковые операции	50
8 Останов и расхолаживание котельной установки	52
8.1 Нормальный останов парового котла	52
8.2 Консервация котла	55
8.3 Аварийный останов котла	56
9 Обслуживание котельной установки во время ее работы	61
9.1 Общие положения	61
9.2 Обслуживание котельной установки при работе на твердом топливе	62
9.3 Обслуживание котельной установки при работе на газе	65
10 Загрязнения, эрозия и коррозия конвективных поверхностей нагрева	66
10.1 Загрязнения и абразивный износ конвективных поверхностей нагрева	66
10.2 Высокотемпературная коррозия	70
10.3 Низкотемпературная коррозия	72
11 Методы регулирования температуры пара	73
11.1 Методы парового регулирования температуры пара	73
11.2 Методы газового регулирования	77
12 Аварии и повреждения паровых котлов	79
12.1 Аварии и неполадки паровых котлов	79
12.2 Обнаружение и устранение аварий и неполадок в паровых котлах	79
Список литературы	83