Филь С. А., Голышев Л. В., инженеры, Мысак И. С., доктор техн. наук, Довготелес Г. А., Котельников И. И., Сиденко А. П., инженеры ОАО ЛьвовОРГРЭС - Национальный университет “Львовская политехника” - Трипольская ТЭС

Сжигание низкореакционных каменных углей (выход летучих Vdaf< 10%) в камерных топках котельных установок сопровождается повышенным механическим недожогом, который характеризуется двумя показателями: содержанием горючих в уносе Гун и потерей тепла от механического недожога q4.
Обычно Гун определяют лабораторным методом по единичным пробам золы, отбираемым из газоходов последней конвективной поверхности котла с помощью штатных уносных установок. Основным недостатком лабораторного метода является слишком большое временное запаздывание в получении результата по Гун (более 4 - 6 ч), которое включает время медленного накопления пробы золы в уносной установке и длительность проведения лабораторного анализа. Таким образом, в единичной пробе золы в течение продолжительного времени суммируются все возможные изменения Гун, что затрудняет быстрое и качественное проведение наладки и оптимизации топочного режима.
По данным в переменных и нестационарных режимах котла коэффициент улавливания золы (степень очистки) циклона уносной уставки изменяется в интервале 70 - 95%, что приводит к дополнительным погрешностям в определении Гун.
Недостатки уносных установок устраняются путем внедрения систем непрерывного измерения Гун, например, анализаторов содержания углерода в золе уноса.
В 2000 г. на двухкорпусных котлах ТПП-210А Трипольской ТЭС, сжигающих АШ с подсветкой пылеугольного факела природным газом, установлено и введено в эксплуатацию восемь комплектов (по два на каждый корпус) стационарных непрерывно действующих анализаторов RCA-2000 фирмы “Марк и Веделль” (Дания).
Принцип действия анализатора RCA-2000 основан на фотоабсорбционном методе анализа в инфракрасной области спектра.
Диапазон измерений 0 - 20% абсолютных значений Гун, относительная погрешность измерений в диапазоне 2 - 7% - не более ± 5%.
Отбор проб золы для измерительной системы анализатора производится из газоходов перед электрофильтрами.
Непрерывная регистрация Гун выполнена на самопишущем приборе БЩУ с периодичностью полного цикла измерений через 3 мин.
При сжигании АШ переменного состава и качества реальные абсолютные значения Гун, как правило, превышали 20%. Поэтому в настоящее время анализаторы используются в качестве индикаторов изменения относительных значений содержания горючих в уносе Гв° в пределах шкалы самопишущего прибора 0 - 100%.
Для ориентировочной оценки действительного уровня Гун составлена тарировочная характеристика анализатора, которая представляет собой зависимость между абсолютными значениями Гун, определенными лабораторным методом, и относительными значениями Г°ун анализатора. В диапазоне изменения Гун от 20 до 45% характеристика в аналитической форме выражается уравнением

При экспериментальных исследованиях и нормальной эксплуатации котла анализаторы могут быть использованы для выполнения следующих работ:
оптимизации топочного режима;
оценки изменения Гун при плановых технологических переключениях систем и агрегатов котельной установки;
определения динамики и уровня снижения экономичности в нестационарных и послепусковых режимах котла, а также при попеременном сжигании АШ и природного газа.
В период проведения тепловых испытаний котла анализаторы применялись для оптимизации топочного режима и оценки влияния плановых переключений оборудования на стабильность процесса горения пылеугольного топлива.
Опыты проводились при стационарных нагрузках котла в диапазоне 0,8-1,0 номинальной и сжигании АШ с характеристиками: низшая удельная теплота сгорания Qi = 23,06 - 24,05 МДж/кг (5508 - 5745 ккал/кг), зольность на рабочую массу Ad = 17,2 - 21,8%, влажность на рабочую массу W= 8,4- 11,1%; доля природного газа на подсветку пылеугольного факела составляла 5-10% общего тепловыделения.
Результаты и анализ опытов по оптимизации топочного режима с использованием анализаторов приведены в . При наладке котла были оптимизированы:
выходные скорости вторичного воздуха путем различного открытия периферийных шиберов в горелках;
выходные скорости первичного воздуха путем изменения загрузки вентилятора горячего дутья;
доля подсветки факела природным газом путем выбора (по условиям обеспечения стабильности горения) минимально возможного числа работающих газовых горелок.
Основные характеристики процесса оптимизации топочного режима приведены в табл. 1.
Приведенные в табл. 1 данные свидетельствуют о важной роли анализаторов в процессе оптимизации, заключающейся в непрерывном измерении и регистрации текущей информации о изменении Г°н, что дает возможность своевременно и
четко зафиксировать оптимум режима, завершение процесса стабилизации и начало работы котла в оптимальном режиме.
При оптимизации топочного режима главное внимание уделялось поиску минимально возможного уровня относительных значений Г°ун. При этом абсолютные значения Гун определялись по тарировочной характеристике анализатора.
Таким образом, эффективность применения анализаторов для оптимизации топочного режима котла может быть ориентировочно оценена по уменьшению содержания горючих в уносе в среднем на 4% и потери тепла от механического недожога на 2%.
В стационарных режимах котла проведение штатных технологических переключений, например, в пылесистемах или горелочных устройствах, нарушает процесс стабильного сжигания пылеугольного топлива.

Таблица 1
Характеристика процесса оптимизации топочного режима

Котел ТПП-210А оборудован тремя пылесистемами с шаровыми барабанными мельницами типа ШБМ 370/850 (Ш-50А) и общим промбункером пыли.
Из пылесистемы отработанный сушильный агент с помощью мельничного вентилятора типа МВ 100/1200 сбрасывается в камеру горения (предтопок) через специальные сбросные сопла, расположенные над основными пылегазовыми горелками.
В предтопок каждого корпуса котла поступает полный сброс из соответствующей крайней пылесистемы и половина сброса из средней пылесистемы.
Отработанный сушильный агент представляет собой низкотемпературный увлажненный и запыленный воздух, основные параметры которого находятся в следующих пределах:
доля сбросного воздуха 20 - 30% общего воз- духопотребления корпуса (котла); температура 120 - 130°С; доля тонкодисперсной угольной пыли, которая не была уловлена циклоном пылесистемы, 10 - 15% производительности мельницы;
влажность соответствует количеству влаги, выделившейся в процессе сушки размалываемого рабочего топлива.
Отработанный сушильный агент сбрасывается в зону максимальных температур факела и поэтому существенно влияет на полноту выгорания угольной пыли АШ.
При эксплуатации котла наиболее часто останавливается и повторно пускается средняя пылесистема, при помощи которой поддерживают в промбункере необходимый уровень пыли.
Динамика изменения основных показателей топочного режима корпуса котла - содержание горючих в уносе и массовая концентрация оксидов азота в уходящих газах (NО) - при плановом останове средней пылесистемы показана на рис. 1.
На приведенном и всех последующих рисунках приняты следующие условия при построении графических зависимостей:
содержание горючих в уносе соответствует значениям шкал двух вертикальных осей координат: усредненным измерениям Г ун и данным пересчета по тарировочной характеристике Гун;
массовая концентрация NО при избытке воздуха в уходящих газах (без приведения к NО2) принята по непрерывно регистрируемым измерениям стационарного газоанализатора Марс-5 МП “Экомак” (г. Киев);
динамика изменений Г°ун и NО фиксируется на
протяжении всего периода выполнения технологической операции и режима стабилизации; начало проведения технологической операции принято вблизи нулевого отчета времени.
Полнота сгорания пылеугольного топлива оценивалась по качеству топочного режима (КТР), которое анализировалось по двум показателям Гун и NО, как правило, изменявшимся в зеркально-противоположных направлениях.

Рис. 1. Изменение показателей топочного режима при останове средней пылесистемы

Влияние планового останова средней пылесистемы на показатели КТР (рис. 1) проанализировано в зависимости от последовательности проведения следующих технологических операций:
операция 1 - останов питателя сырого угля (ПСУ) и прекращение подачи угля в мельницу уменьшили загрузку барабана ШБМ, снизили тонину помола угольной пыли и повысили температуру сбросного воздуха, что вызвало кратковременное улучшение КТР: уменьшение Гун° и увеличение NО; процесс дальнейшего выхолащивания мельницы способствовал обеспыливанию сбросного воздуха и повышению избытка воздуха в предтопке, что отрицательно повлияло на КТР;
операция 2 - останов ШБМ и уменьшение вентиляции пылесистемы сначала несколько улучшили КТР, а затем при задержке с отключением мельничного вентилятора (МВ) происходило ухудшение КТР;
операция 3 - останов МВ и прекращение сброса отработанного сушильного агента в камеру горения существенно улучшили КТР.

Таким образом, при всех прочих равных условиях останов пылесистемы улучшал процесс горения топлива, снижая механический недожог и повышая массовую концентрацию NО.
Типичным нарушением стабильности работы пылесистемы является перегрузка барабана мельницы топливом или “замазывание” размольных шаров влажным глинистым материалом.
Влияние длительного режима выхолащивания барабана крайней мельницы на КТР корпуса котла показано на рис. 2.
Останов ПСУ (операция 1) по причинам, аналогично рассмотренным при останове пылесистемы, на первом этапе выхолащивания мельницы кратковременно улучшал КТР. В последующем выхолащивании мельницы вплоть до включения ПСУ (операция 2) наблюдалась тенденция ухудшения КТР и роста Г°ун.

Рис. 2. Изменение показателей топочного режима при выхолащивании барабана крайней мельницы

Рис. 3. Изменение показателей топочного режима при пуске крайней пылесистемы и отключении газовых горелок

В меньшей степени периодически дестабилизирует топочный режим автоматическая работа ПСУ, которая необходимую загрузку мельницы углем регулирует отключением и последующим включением привода ПСУ.
Влияние режима пуска крайней пылесистемы на КТР показано на рис. 3.
Отмечено следующее влияние пусковых операций пылесистемы на топочный режим:
операция 1 - пуск МВ и вентиляция (прогрев) тракта пылесистемы со сбросом относительно холодного воздуха в предтопок повышали избыток воздуха в зоне горения и снижали температуру факела, что приводило к ухудшению КТР;
операция 2 - пуск ШБМ и продолжение вентиляции тракта имели отрицательное влияние на КТР;
операция 3 - пуск ПСУ и загрузка мельницы топливом с увеличением до номинального расхода сушильного агента значительно ухудшали КТР.
Можно сделать вывод, что включение пылесистемы в работу отрицательно влияет на КТР, увеличивая механический недожог и снижая массовую концентрацию N0.
Предтопок корпуса котла ТПП-210А оборудован шестью улиточно-лопаточными пылегазовыми горелками тепловой мощностью 70 МВт, установленными в один ярус на фронтовой и задней стенах, и двумя надподовыми газомазутными горелками для обеспечения стабильного жидкого шлакоудаления во всем диапазоне эксплуатационных нагрузок котла.
При сжигании угольной пыли АШ природный газ подавался с постоянным расходом (около 5% общего тепловыделения) в надподовые горелки и переменным расходом через основные пылегазовые горелки для стабилизации процесса горения пылеугольного топлива. Подача газа в каждую основную горелку производилась с минимально возможным расходом, соответствующим 1,0 - 1,5% общего тепловыделения. Поэтому изменение доли природного газа на подсветку факела осуществлялось включением или отключением определенного количества основных газовых горелок.
Влияние отключения газовых горелок (уменьшение доли природного газа) на КТР корпуса котла показано на рис. 3.
Последовательное отключение сначала одной газовой горелки (операция 4), а затем трех газовых горелок (операция 5) положительно повлияло на КТР и привело к значительному уменьшению механического недожога.
Влияние включения газовых горелок (увеличения доли природного газа) на КТР показано на рис. 4. Последовательное включение одной газовой горелки (операция 1), двух горелок (операция 2) и одной горелки (операция 3) отрицательно повлияло на КТР и существенно увеличило механический недожог.

Рис. 4. Изменение показателей топочного режима при включении газовых горелок
Таблица 2
Изменение содержания горючих в уносе при технологических переключениях оборудования

Оборудование	Режим работы
		уменьшение	увеличение
Крайняя/средняя пылесистема
Выхолащивание ШБМ	Аварийный
Питатель сырого
Основная газовая горелка	Отключение
	Включение

Ориентировочная оценка влияния проверенных технологических переключений котельного оборудования на изменение КТР (Кун) в обобщенном виде приведена в табл. 2.
Анализ приведенных данных показывает, что наибольшее снижение экономичности котельной установки в стационарных режимах происходит в результате проведения пусковых операций пылесистемы и при завышенном расходе природного газа на подсветку факела.
Следует отметить, что необходимость выполнения пусковых операций пылесистемы определяется исключительно технологическими причинами, а завышенный расход природного газа на подсветку факела, как правило, устанавливается эксплуатационным персоналом с целью предотвращения возможных нарушений стабильности процесса горения при внезапном ухудшении качества АШ.
Применение анализаторов RCA-2000 позволяет по непрерывным изменениям, своевременно
оценивать любые изменения качества топлива и постоянно поддерживать величину подсветки факела на соответствующем оптимальном уровне с минимально необходимым расходом природного газа, что способствует сокращению потребления дефицитного газообразного топлива и повышению экономичности котла.

Выводы

1. Система непрерывного измерения содержания горючих в уносе позволяет оперативно и качественно оценивать протекание топочных процессов при сжигании АШ в котле ТПП-210А, что рекомендуется использовать при проведении наладочных и исследовательских работ, а также для систематического контроля за экономичностью котельного оборудования.
2. Эффективность применения анализаторов RCA-2000 для оптимизации топочного режима ориентировочно оценена по уменьшению показателей механического недожога - содержания горючих в уносе в среднем на 4% и соответственно потери тепла от механического недожога на 2%.
3. В стационарных режимах котла штатные технологические переключения оборудования оказывают влияние на качество топочного процесса. Существенно снижают экономичность котельной установки пусковые операции пылесистемы и завышенный расход природного газа на подсветку пылеугольного факела.

Список литературы

1. Мадоян А. А., Балтян В. Н., Гречаный А. Н. Эффективное сжигание низкосортных углей в энергетических котлах. М.: Энергоатомиздат, 1991.
2. Использование анализатора содержания горючих в уносе “RCA-2000” и газоанализатора “Марс-5” для оптимизации топочного режима пылеугольного котла ТПП-210А Трипольской ТЭС/ Голышев Л. В., Котельников Н. И., Сиденко А. П. и др. - Тр. Киевского политехнического института. Энергетика: экономика, технологии, экология, 2001, № 1.
3. Зусин С. И. Изменение потери тепла с механическим недожогом в зависимости от режима работы котлоагрегата. - Теплоэнергетика, 1958, № 10.

Технология пуска прямоточных котлов отличается от , поскольку в них отсутствует замкнутая циркуляционная система, нет барабана, в котором пар непрерывно отделялся бы от воды и в котором в течение известного времени сохранялся бы некоторый запас воды. В этих осуществляется однократная принудительная циркуляция среды. Поэтому при растопке (и при работе их 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.

В этих условиях режим растопки целиком определяется надежностью , надлежащим температурным режимом металла труб экранов, ширм, пароперегревателей и отсутствием недопустимых теплогидравлических разверок.

Опыт и расчеты показали, что охлаждение поверхностей нагрева при пуске прямоточного котла надежно, если растопочный расход воды составляет не менее 30 % номинального. При таком расходе обеспечивается минимальная по условиям надежности массовая скорость среды в экранах 450- 500 кг/(м2*с). 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.

Существуют два основных режима растопки прямоточных котлов: прямоточный и сепараторный.

При прямоточном режиме растопки рабочая среда движется через все поверхности нагрева котла, так же, как и при его работе под нагрузкой. В первый период растопки эта среда выводится из котла через РОУ, а после образования пара с нужными параметрами направляется в магистральный паропровод или непосредственно в турбину (в блочных установках).

На рисунки ниже изображена упрощенная схема пуска котла из «холодного» состояния по прямоточному режиму:

Ещё на одном рисунке ниже - изменение расхода питательной воды (1), давления пара за котлом (2), температуры среды (3), свежего (4) и вторичного (5) пара, а также температуры металла ширм первичного (7) и вторичного (5) пароперегревателей. Как видно, в начале растопки по достижении давлением пара значения 4 МПа температура среды и металла в ширмах промежуточного пароперегревателя резко снижается с 400 до 300-250 °С, что объясняется открытием РОУ для сброса среды в дренажную систему, а в конце растопки при давлении во всем первичном тракте 23-24 МПа также резко ухудшаются условия работы ширм первичного и вторичного пароперегревателей, температура которых превышает 600 °С.

Избежать чрезмерных повышений температуры металла ширм возможно только путем увеличения растопочного расхода воды, а следовательно, увеличения потерь конденсата и теплоты по сравнению с сепараторным режимом пуска. Учитывая это, а также то обстоятельство, что прямоточная схема пуска котла из «холодного» состояния не имеет каких-либо преимуществ-перед сепараторной, она не используется в настоящее время для пуска.

Режим прямоточного пуска котла из «горячего» и «неостывшего» состояния создает опасность резкого охлаждения наиболее нагретых узлов котла и паропроводов, а также недопустимого повышения температур металла пароперегревателя в безрасходном режиме при закрытых в первом периоде растопки БРОУ и РОУ. Все это затрудняет пуск из «горячего» состояния, почему и этот режим заменен сепараторной схемой пуска.

Единственной областью применения прямоточного режима пуска остались растопка двухкорпусного котла из «холодного» состояния и пуск прямоточного котла из горячего резерва после простоя до 1 часа.

При пуске двухкорпусного котла оба корпуса растапливают поочередно: несимметричные котлы (например, ТПП-110) растапливаются начиная с корпуса, в котором нет вторичного пароперегревателя. Корпуса симметричных котлов растапливаются в произвольной последовательности. Первый корпус обоих типов двухкорпусных котлов растапливается по сепараторному режиму. Растопку второго корпуса начинают при небольшой электрической нагрузке блока и производят по любому режиму.

Растопка котла после краткой (до 1 часа) остановки может производиться по прямоточному режиму, поскольку параметры пара еще сохраняют свои рабочие значения, а отдельные элементы и узлы котельного агрегата не успели существенно охладиться. Прямоточный режим в этом случае следует предпочесть, потому что он не требует специальной подготовки, которая потребовалась бы при переходе на сепараторную схему, что позволяет выиграть время и ускорить пуск котла. Растопка в этом случае производится по прямоточному режиму со сбросом всей рабочей среды через РОУ или БРОУ через главную паровую задвижку (ГПЗ) до тех пор, пока температура первичного и вторичного пара не превысит примерно на 50 °С температуру паровпуска турбины. Если температура пара за время стоянки блока понизилась менее, чем на 50 °С, температуру пара за котлом сразу повышают до номинального значения, после чего переключают подачу пара с РОУ на турбину.

При таком пуске котла из горячего резерва следует учитывать, что за время кратковременной стоянки котла температура среды на входе и выходе во многих трубах экранов выравнивается и возникает естественная циркуляция среды внутри отдельных панелей и между панелями. Эта циркуляция может оказаться настолько устойчивой, что сохраняется некоторое время после возобновления работы питательных насосов. В результате проходит некоторое время, прежде чем рабочая среда начинает устойчиво двигаться в нужном направлении. Пока неустойчивое движение среды не прекратится, не рекомендуется начинать растопку котельного агрегата во избежание повреждения обогреваемых труб.

По сравнению с прямоточным сепараторный режим пуска котла отличается высокой стабильностью, относительно низкими температурами рабочей среды и металла во всем тракте котла и допускает пуск турбины на скользящих параметрах пара. Ширмы промежуточного пароперегревателя котла начинают охлаждаться в ранней стадии пуска, и их металл не перегревается до недопустимых значений. Сепараторный режим пуска осуществляется при помощи специального растопочного устройства, так называемого растопочного узла, состоящего из встроенной задвижки (2), встроенного сепаратора (7), растопочного расширителя (9) и дроссельных клапанов 5, 6, 8. Встроенный сепаратор предназначен для отделения влаги от пара и представляет собой трубу с большим сечением (425×50 мм), в которой установлен винтовой влагоотделитель и которая включается на период растопки котла между парогенерирующими (1) и пароперегревательными (3) поверхностями котла через дроссельные устройства 5 и 6. Встроенная задвижка 2 служит для отсоединения ширм и конвективного пароперегревателя от парогенерирующих поверхностей нагрева и размещается между выходными устройствами последнего участка экранных поверхностей и входными коллекторами ширмовых перегревателей. Во время растопки котла главная паровая задвижка (4) остается открытой в блочной установке и закрытой на ТЭС с поперечными связями.

Растопочный расширитель является промежуточной ступенью между встроенным сепаратором и устройствами приема сбрасываемой из сепаратора среды. Так как давление в расширителе поддерживается более низким, чем в сепараторе (обычно около 2 МПа), рабочая среда сбрасывается в него через дроссельный клапан 8 и после повторного дросселирования частично испаряется. Пар из растопочного расширителя направляется в коллектор собственных нужд станции, откуда может поступать в деаэраторы и к другим потребителям, а вода сбрасывается в выводной канал циркуляционной воды, либо в бак запасного конденсата, или (в блочных установках) непосредственно в конденсатор .

Идея сепараторного пуска прямоточного котельного агрегата заключается в разделении процесса пуска на три фазы, с тем чтобы в каждой из этих последовательно проводимых фаз надежность всех поверхностей нагрева обеспечивалась полностью, а в последней фазе оказался возможным пуск энергооборудования блока на скользящих параметрах пара при сохранении в парогенерирующих поверхностях постоянного номинального давления.

В первой фазе пуска организуется принудительная циркуляция рабочей среды по замкнутому контуру: питательный насос - котел - растопочный узел- приемные устройства для сбросной среды (в блочной установке конденсатор турбины) - питательный насос. Этим исключается возможность опасных теплогидравлических разверок в парогенерирующих поверхностях, а потери конденсата и теплоты сводятся к минимуму. В этой фазе пуска рабочая среда не имеет выхода к пароперегревательным поверхностям, так как они отсечены от парогенерирующих поверхностей встроенной задвижкой и дроссельным клапаном 17, закрытыми в этот период пуска, и находятся в так называемом безрасходном режиме. Несмотря на то что трубы этих поверхностей в безрасходном режиме не охлаждаются изнутри паром, температура их металла остается в допустимых пределах, так как стартовый расход топлива в этот период остается на постоянном, сравнительно низком уровне, не превосходящем 20 % номинального расхода.

Безопасность безрасходного режима для пароперегревателей в период пуска котла была подтверждена специальными испытаниями котлов ТПП-110 и ТПП-210. Как можно видеть, при расходах топлива (природного газа) до 20 % номинального температуры стенки наиболее обогреваемых лобовых труб ширм не превышают в стационарном состоянии допустимой температуры 600 °С. Учитывая, что расход топлива в стартовом периоде пуска котла существенно ниже 20 % (например, при работе котла на мазуте его расход не выше 14-15 % номинального), можно считать безрасходный режим для пароперегревателей вполне допустимым в этом периоде растопки.

В связи с проведенными экспериментами отмечается, что ни в одном из пусков испытуемых котлов температура стенок труб на всем протяжении безрасходного режима не превышала 550 °С. Эта температура ниже предельной допустимой для низколегированной стали 12Х1МФ, обычно применяемой для изготовления труб ширм I ступени, а тем более для аусте-нитной стали 1Х18Н12Т, используемой для ширм II ступени в конвективных пароперегревателях.

Выключение пароперегревателей в первой фазе пуска упрощает маневрирование и управление котельным агрегатом, позволяя после подключения перегревательных поверхностей плавно увеличивать параметры пара и его количество, сохраняя стабильность подачи питательной воды. Началом второй фазы пуска принято считать момент, когда во встроенном сепараторе начинает выделяться пар, который направляют в перегревательные поверхности, постепенно открывая дроссельный клапан и плавно повышая температуру и давление пара. В этой фазе пуска котел работает при двух давлениях: номинальном - до встроенной задвижки, которая продолжает оставаться закрытой, и «скользящем» - за дроссельным клапаном в перегревательных поверхностях. Такой режим оказывается возможным благодаря тому, что пароперегревательные поверхности отделены от парогенерирующих поверхностей паровым пространством сепаратора, совсем так, как в барабанных котлах. В третьей фазе пуска котельный агрегат переводится в прямоточный режим. Начинать этот перевод следует после достижения параметрами пара 80-85 % номинальных значений. Постепенно открывая встроенную задвижку, доводят параметры до номинала и отключают растопочный узел.

По окончании растопки котельного агрегата на неблочной ТЭС его подключают к магистральному паропроводу, причем правила подключения остаются такими же, как и для барабанных котлов. Основное из них - это примерное равенство давлений за котлом и в магистральном паропроводе в момент подключения.

В блочных установках пуск котла совмещен с пуском турбины и перевод котла в прямоточный режим обычно производится после достижения электрической нагрузки блока 60- 70 % номинала.

На рисунках ниже приведены пусковые характеристики прямоточного котла неблочной ТЭС в сепараторном режиме: 1 - давление пара за котлом; 2 - расход питательной воды; 3 - максимальная температура среды на выходе из НРЧ; 4 - температура питательной воды; 5 - температура промежуточного перегрева; 6 - температура свежего пара; 8, 7-максимальная температура металла ширм II и промежуточного перегревателя; 9 - температура дымовых газов в поворотной камере.

Особенности растопки при «горячем» пуске заключаются в следующем. Перед розжигом горелок температуру металла встроенных сепараторов понижают с 490 до 350-320 °С путем выпуска пара из сепараторов, причем скорость понижения при этом не должна быть выше 4°С/мин. Одновременно понижается давление в~~ котле с номинального (25 МПа) до 10-15 МПа. Через 30-40 мин после расхолаживания сепараторов по такому же графику, как из «неостывшего» состояния, т. е. после установления минимального растопочного расхода питательной воды, повышается давление перед закрытой встроенной задвижкой до 24-25 МПа, включаются мазутные горелки с стартовым расходом мазута и одновременно открываются сбросные клапаны 8 встроенных сепараторов. Вслед за этим постепенно открываются дроссельные клапаны 5. Дальнейшие операции те же, что и при пуске из «холодного» состояния. За счет снижения давления в котле перед растопкой исключается конденсация пара в ширмах, которые поэтому охлаждаются меньше, чем при пуске в прямоточном режиме.

Энергоблок с котлом ТПП-210А был аварийно остановлен защитными устройствами из-за неполадок в работе питательного насоса. При автоматическом закрытии задвижки на мазутной линии подача жидкого топлива была отключена не полностью и в одном корпусе котла небольшое количество мазута продолжало гореть в топке, что способствовало не только увеличению тепловых перекосов и усилению циркуляции в панелях НРЧ, но и появлению в верхних гибах отдельных труб неподвижных пузырей слабоперегретого пара, занимавших все сечение труб и препятствовавших движению рабочей среды в них. Хотя пар сверхкритического давления имеет в момент своего образования такую же плотность, как и вода, повышение его температуры всего на несколько градусов приводит к уменьшению его плотности на десятки процентов. При увеличении скорости воды пузыри пара должны были выноситься ее потоком, однако большие пузыри могли временно задерживаться, из-за чего должна была резко возрастать температура металла соответствующих труб.

После пятиминутного перерыва котел был переведен на прямоточный режим, причем вопреки правилам подачу питательной воды осуществили не предварительно, а одновременно с резким увеличением подачи в топку мазута. Вскоре в необогреваемом отводящем участке одной из труб НРЧ было зафиксировано повышение температуры до 570 °С. Интервал между автоматическими регистрациями этой температуры составлял 4 мин, но прежде чем эта температура была зафиксирована повторно, произошел аварийный разрыв трубы, у которой в зоне амбразуры горелки имелся участок, не защищенный зажигательными поясами. Котел был вновь аварийно остановлен.

Другой пример касается ухудшения сепарации, которое возникло при неполном открытии сбросных клапанов, отводящих из встроенного сепаратора отделенную влагу. При растопке прямоточного котла эти клапаны прикрывались, для того чтобы снижать температуру свежего пара при неисправности вспрыскивающих пароохладителей. Такой метод регулирования сопряжен с резкими и значительными изменениями температуры пара и приводит к появлению трещин усталости в коллекторах пароперегревателя, близких по ходу пара к встроенному сепаратору.

Закрытие клапанов 8 и открытие 5 должно производиться медленно во избежание выброса воды в близлежащие коллекторы пароперегревателя из-за нарушения стабильного движения рабочей среды в сепараторе. Кроме этого, следует заблаговременно открыть дренажи до и после дроссельного клапана 5, чтобы предотвратить выброс из растопочного узла конденсата, накопившегося в трубопроводах.

Замедленное открытие дроссельных клапанов 5 приводит к увеличению времени прогрева главных паропроводов и длительности растопки котла. Конечно, значительные колебания температуры пара недопустимы, однако, если растопка котла производится лишь несколько раз в год, нет основания дополнительно затягивать пусковые операции для предотвращения небольшого снижения температуры пара. Но если котел растапливают и останавливают часто, то даже небольшие забросы воды в ширмы могут иметь опасные последствия. Поэтому при растопке прямоточных котлов необходимо точное соблюдение пускового графика, регламентирующего медленное и постепенное открытие клапанов 5.

Д.т.н. Г.И. Левченко, к.т.н. Ю.С. Новиков, к.т.н. П.Н. Федотов, х.т.н. Л.М. Христич, к.т.н. A.M. Копелиович, к.т.н. Ю.И. Шаповалов, ОАО ТКЗ «Красный котельщик

Журнал "Новости теплоснабжения", № 12, (28), декабрь, 2002, С. 25 - 28, www.ntsn.ru

(по материалам доклада на семинаре «Новые технологии сжигания твердого топлива: их текущее состояние и использование в будущем», ВТИ, г. Москва)

В последние десятилетия отечественная энергетика была ориентирована в значительной степени на газомазутное топливо. При наличии в стране огромных месторождений твердого топлива такое состояние дел вряд ли может быть оправданным на длительный период.

В этой связи следует признать закономерным, что «газовая пауза» заканчивается и наметилась переориентация на решительное расширение масштабов использования каменных, бурых углей и торфа.

Этому способствует ряд факторов, в том числе:

Социально оправданная перспектива оживления угледобывающей отрасли;

Снижение темпов разработки газовых месторождений и объемов добычи природного газа;

Рост его экспортных потребностей.

Комплекс финансовых и транспортных проблем на внутреннем и внешнем рынках энергетического сырья усложняет принятие долговременной и устойчивой стратегии по топливной политике.

В этих условиях ОАО ТКЗ все годы не ослаблял внимания к твердотопливной тематике, продолжал заниматься модернизацией своих пылеугольных котлов, привлекая к этому наиболее авторитетные силы науки (НПО ЦКТИ, ВТИ, ОРГРЭС и др.).

Разработками были охвачены все типы котлов, выпущенные заводом за последние 20-30 лет. Основной целью таких разработок по модернизации является повышение эколого-экономических показателей котельных установок с максимальным их приближением к мировому уровню. Это позволило иметь достаточный объем подготовленных к внедрению технических разработок.

В этих работах можно выделить следующие основные направления, охватывающие широкий спектр технологий переработки и сжигания топлива:

1. Различные модификации ступенчатого сжигания твердого топлива;

2. Создание высокоэкономичных и экологически «чистых» установок.

В указанных направлениях охвачено все многообразие топлива России: каменные и бурые угли Кузнецкого, Канско-Ачинского и Дальневосточного бассейнов, антрацит и его отходы, торф, водоугольное топливо.

Ступенчатое сжигание твердых топлив

В настоящее время вредные выбросы в дымовых газах электростанций регламентируются двумя государственными стандартами ГОСТ 28269-89 – за котлами и ГОСТ 50831-95 – за котельными установками.

Самые жесткие требования предъявляются к выбросам за котельными установками, сжигающими пылеугольное топливо. Для удовлетворения этих норм при сжигании кузнецких углей с твердым шлакоудалением требуется или установка очистки газов или реализация всех известных средств подавления NО X .

Причем возможность снижения выбросов NО X до этих величин техническими мероприятиями для углей Кузнецкого бассейна пока не проверена и требует подтверждения на котлах с реализованными мероприятиями.

Такой котел ТКЗ совместно с Сибтехэнерго был разработан на базе котла ТПЕ-214 и поставлен на Новосибирскую ТЭЦ-5. На этом котле для углей марок «Г» и «Д» применена многоступенчатая схема сжигания: ступенчатость по горизонтали и вертикали в зоне горелок, а также создание восстановительной зоны выше горелок с использованием в качестве восстановителя природного газа. Аэродинамика в топке, проверенная на модели, организована так, чтобы во всех режимах работы котла избежать шлакования экранов. Ввод котла ТПЕ-214 Новосибирской ТЭЦ-5 в эксплуатацию позволит получить опыт максимально возможного снижения выбросов NО X при камерном сжигании углей с высоким содержанием азота в топливе.

Для сжигания низкореакционных углей Кузбасса (смеси «Т» и «СС») разработан и поставлен на Кемеровскую ГРЭС модернизированный котел ТП-87М с организацией трехступенчатого сжигания угля в условиях жидкого шлакоудаления. В котле используется транспорт пыли высокой концентрации ППВК, применены горелки с пониженным выходом NО X и специальные пылегазовые горелки для создания восстановительной зоны выше основных горелок с минимальным использованием природного газа (3 – 5 %). Для сжигания тощих кузнецких углей ТКЗ совместно с ВТИ занимается реконструкцией котлов ТП-80 и ТП-87, а также котлов ТПП-210А на ТЭЦ-22 Мосэнерго, в которых также применяется ППВК и трехступенчатое сжигание с использованием в качестве восстановителя природного газа.

Для углей Дальневосточного региона выполнен проект малозатратной реконструкции котла ТПЕ-215 с применением в нем двухступенчатого сжигания.

Для углей Канско-Ачинского бассейна завод совместно с ЦКТИ и СибВТИ разработал и поставил на Красноярскую ТЭЦ-2 котел паропроизводительностью 670 т/ч (ТПЕ-216), в котором применена трехступенчатая схема сжигания с использованием в качестве восстановителя угольной пыли, а также специальные мероприятия по защите экранов от шлакования: подача обедненной топливом смеси через сопла горелки (ГПЧв) со стороны экранов топки, воздушное дутье вдоль экранов в восстановительной зоне и обеспечение температуры газов в зоне активного горения не более 1250 °С за счет дополнительной подачи 10 % газов рециркуляции со вторичным воздухом.

Заложенные в проекте технологические мероприятия (организация низкотемпературного сжига­ния и повышенное содержание окиси кальция в золе) позволяют не только обеспечить выбросы NО X на уровне 220-300 мг/м 3 , но и выбросы S0 2 не более 400 мг/м 3 .

Для высоковлажного торфа разработаны проекты модернизации котлов ТП-208 и ТП-170-1 с организацией в них двухступенчатого сжигания.

Ступенчатое сжигание топлива в различных его модификациях является универсальным средством значительного уменьшения выбросов NО X , но для некоторых видов топлива с повышенным содержанием азота применение этого способа, даже в комплексе с другими внутритопочными мероприятиями, может быть недостаточным для достижения требований нормативов для каменных углей и топок с твердым шлакоудалением 350 мг/м 3 . В этом случае целесообразно применение метода подавления NО X с последовательным объединением трехступенчатого сжигания и селективного некаталитического восстановления (СНКВ) NО X .

Создание высокоэкономичных и экологически «чистых» установок

На основе многолетнего опыта работ по созданию и освоению паровых котлов электростанций практически для всех типов используемого в энергетике топлива на заводе разработаны проекты энергоустановок нового поколения, которые позволят осуществить прорыв на принципиально новый уровень технических показателей выпускаемого оборудования.

Модернизация котла ТПП-210 с установкой «плечевой» топки

для сжигания низкореакционного угля

Известные трудности в сжигании АШ и повышение экологических требований ставят вопрос о дальнейшем совершенствовании процесса сжигания АШ, в частности с применением, так называемых, «плечевых» топок с твердым шлакоудалением в которых низкореакционное, с высокой зольностью топливо сжигается без подсветки в применяемом на практике диапазоне нагрузок, с обеспечением длительной рабочей компании котла.

Преимущества «плечевой» топки с твердым шлакоудалением по сравнению с используемой технологией сжигания АШ в топке с жидким шлакоудалением:

Позволяет применять горелочные устройства с низкими скоростями аэросмеси, что увеличивает время пребывания частиц в районе горелки, чем создаются благоприятные условия для прогрева частиц и их воспламенения;

Достигается длительное пребывание частиц в зоне высоких температур (как минимум в 2 раза выше, чем в традиционной топке), чем достигается удовлетворительный выжиг топлива;

Позволяет максимально удобно вводить воздух, необходимый для горения по мере развития факела;

Значительно меньшие трудности с выводом шлака;

Меньшие потери с мехнедожогом;

Более низкий уровень выбросов оксидов азота.

Для «плечевой» топки используется щелевая горелка с разрывом между струями первичного и вторичного воздуха, основное достоинство которой по сравнению с вихревой:

Отсутствие преждевременного смешения первичного воздуха со вторичным, что благоприятно сказывается на воспламенении; .

Подача первичного воздуха в количестве, необходимом только для выгорания летучих;

Рациональное сочетание с топкой, позволяющее создать высокую кратность циркуляции топочных газов к корню факела (в зоне воспламенения).

На модернизированный котел к имеющейся конвективной шахте установливается газоплотная «плечевая» топка и ТВП, в рассечке которого установлен экономайзер.

Сжигание ухудшенного антрацитового штыба в кипящем слое

Сжигание осуществляется по технологии Алтайского политехнического института, основная идея которой состоит в предварительном гранулировании смеси из размолотого, исходного топлива, золы и известняка с целью приближения состава кипящего слоя к монодисперсной смеси. ОАО ТКЗ «Красный котельщик» совместно с автором технологии был выполнен проект модернизации одного из действующих котлов ТП-230 Несветай ГРЭС для опытно-промышленного сжигания гранулированного АШ ухудшенного качества в кипящем слое.

В настоящее время на Несветай ГРЭС намечается установка опытно-промышленного котла Д-220 т/ч с циркулирующим кипящим слоем, генеральным разработчиком и поставщиком которого является ОАО «Белэнергомаш». ТКЗ является соисполнителем.

Энергетическая установка для комплексной переработки, сжигания в шлаковом расплаве и использования отходов низкореакционных углей

Краткое описание котельного агрегата «Прямоточный котел типа ТПП-210»

Краткое описание котельного агрегата Прямоточный котел типа ТПП-210 (п/п 950-235 ГОСТ 3619-59 модель ТКЗ ТПП-210) паропроизводительностью 950 тонн в час на закритические параметры пара спроектирован и изготовлен Таганрогским заводом «Красный котельщик». Котельный агрегат предназначен для работы в блоке с конденсационной турбиной К-300-240 мощностью 300 мВт, изготовленной ХТГЗ. Котел рассчитан на сжигание антрацитового штыба при жидком шлакоудалении и природного газа Шебелинского месторождения. Котельный агрегат выполнен двухкорпусным с П-образной компоновкой каждого корпуса и вынесенными из-под котла регенеративными воздухоподогревателями, размещенными вне здания котельной. Корпусы котла одинаковой конструкции производительностью по 475 т/час пара каждый. Корпуса могут работать независимо друг от друга. Общие данные по котлу: Производительность 475 т/час Температура перегретого пара: первичного 565 °C Вторичного 565 °C Расход вторичного пара 400 т/час Давление первичного пара за котлом 255 кг/смІ Давление вторичного пара на входе в котел 39,5 кг/смІ Давление вторичного пара на выходе из котла 37 кг/смІ Температура вторичного пара на входе 307 °C Температура питательной воды 260 °C Температура горячего воздуха 364 °C Общий вес металла котла 3438 т Ширина котла по осям колонн 12 м Глубина котла по осям колонн 19 м Высота котла 47 м Водяной объем котлоагрегата в холодном состоянии 243 мі Размеры топки в плане (по осям труб): В районе НРЧ 10800х7550 В районе ВРЧ 10725х7592,5 (В соответствии с указаниями эксплуатационного циркуляра №Т-4/71, температура перегретого первичного и вторичного пара на выходе снижена до 545 °C) Котел обслуживается двумя осевыми дымососами, двумя дутьевыми вентиляторами с двухскоростными двигателями и двумя вентиляторами горячего дутья. Схема пылеприготовления с промбункером и транспортировкой пыли к горелкам горячим воздухом. Котел оборудован тремя барабанными шаровыми мельницами ШБМ-50 производительностью по 50 т пыли в час. Поверхности нагрева: Топочные экраны 1317 мІ В том числе: НРЧ 737 мІ ВРЧ 747 мІ Экраны поворотной камеры и потолок 1674 мІ Пароперегреватель СВД: а) ширмы 1 ст 510 мІ б) ширмы 2 ст 594 мІ Конвективный пароперегреватель 1674 мІ Пароперегреватель СВД, в том числе: Паровой теплообменник 800 мІ Промежуточный конвективный пакет 1994 мІ Воздухоподогреватель 78730 мІ Выходной конвективный пакет 1205 мІ Конвективный экономайзер 1994 мІ Схема пароводяного тракта Пароводяной тракт сверхвысокого давления (СВД) котла выполнен двухпоточным с самостоятельным регулированием питания и температуры по каждому потоку.

В каждом корпусе котла расположено два потока (в описании котла и в инструкции поток именуется ниткой). Так как по конструкции корпуса аналогичны, то в дальнейшем будет описываться схема и конструкция одного корпуса. Питательная вода с температурой 260 °C проходит узел питания и поступает во входные камеры водяного экономайзера Ш325*50, которые одновременно являются крайними опорными балками пакета. Пройдя через змеевики водяного экономайзера, вода с температурой 302 °C поступает в выходные камеры Ш235*50, которые являются средними опорными балками этой поверхности. После водяного экономайзера вода перепускными трубами Ш159*16 направляется в средние опорные балки этой поверхности по трубам Ш133*15 направляется в нижнюю часть (НРЧ). Экраны НРЧ состоят из отдельных панелей, причем, подовые поверхности нагрева составляют с фронтовым и задним цельные многоходовые ленты. Подвод воды к панелям осуществляется через нижнюю камеру, а отвод из верхней. Такое расположение входной и выходной камеры улучшает гидравлическую характеристику панели. Схема движения среды по экранам НРЧ следующая: Сначала среда поступает в панели заднего экрана и задние панели бокового экрана, затем перепускными трубами Ш 135*15 направляется во фронтовой экран и передние панели боковых экранов. На перепускных трубах установлены шайбы Ш30 мм для улучшения гидродинамики. После НРЧ среда с температурой 393 °C трубами Ш133*15 направляется в вертикальный коллектор Ш273*45, а оттуда перепускными трубами Ш133*15 поступает в боковой и фронтовые экраны верхней радиационной части (ВРЧ). У панелей ВРЧ взаимное расположение входных и выходных камер аналогично панелям НРЧ. Пройдя многоходовые панели фронтового и бокового экранов ВРЧ, пар перепускными трубами Ш133*15 направляется в вертикальный смесительный коллектор Ш325*45, а оттуда трубами Ш159*16 поступает в N - образные панели заднего экрана ВРЧ.

Пройдя многоходовые панели фронтового и бокового экранов ВРЧ, пар перепускными трубами Ш133*15 направляется в вертикальный смесительный коллектор Ш325*45, а после подогрева до 440 °C в радиационных поверхностях топки пар перепускными трубами Ш149*16 направляется в панели экранирующих боковых и задних стен поворотной камеры. Пройдя экраны поворотной камеры, пар трубками поступает в 1 впрыскивающий пароохладитель Ш279*36. В 1 впрыскивающем пароохладителе осуществляется переброс потоков по ширине газохода. После пароохладителя пар трубами Ш159*16 подводится к потолочному перегревателю. В потолочном перегревателе пар движется от задней стенки газохода к фронту котла и с температурой 463 °C поступает в выходные камеры потолка Ш273*45. На паропроводах Ш273*39, которые являются продолжением выходных камер потолочного перегревателя, установлены встроенные в тракт задвижки (ВЗ) ДУ-225. После потолочного перегревателя производится переброс потоков по ширине газохода, и пар трубами Ш159*18 направляется во входные ширмы первой ступени ширмового перегревателя, расположенные в средней части газохода. Пройдя входные ширмы, пар с температурой 502 °C поступает во второй впрыскивающий пароохладитель Ш325*50, после этого направляется в выходные ширмы первой ступени, расположенные по краям газохода. Пароприемной камерой входных ширм и паропроводом второго пароохладителя осуществляется переброс потоков по ширине газохода. Перед вторым впрыском имеется паропровод Ш194*30 отвода части пара СВД на газопаровой теплообменник, а за впрыском - паропровод возврата этого пара. Во втором впрыскивающем пароохладителе имеется подпорная шайба. За выходными ширмами первой ступени расположены третий впрыскивающий пароохладитель Ш325*50, паропроводом которого осуществляется переброс потоков по ширине газохода. Пар затем направляется в средние части газохода и пройдя их, паропроводом Ш325*60 температурой 514 °C перебрасывается по ширине газохода в выходные ширмы второй ступени, расположенные по краям газохода. После выходных ширм второй ступени пар с температурой 523 °C поступает в четвертый впрыскивающий пароохладитель Ш325*60. Как входные так и выходные ширмы обеих ступеней ширмового перегревателя имеют схему прямотока взаимного движения среды пара и газов. После пароохладителя пар с температурой 537 °C по паропроводу Ш237*50 поступает в конвективный пакет, который выполнен по схеме прямотока, проходит его с температурой 545 °C подается к турбине. Начиная с входных камер водяного экономайзера, все перепускные трубы и камеры тракта СВД выполнены из стали 12Х1МФ. После ЦВД турбины пар с давлением 39,5 атм. Температурой 307 °C двумя потоками направляется в промежуточный перегреватель. К корпусу подходит по одной «холодной» нитке пара низкого давления, перед промперегревателем они раздваиваются. В промперегревателе каждого корпуса имеется два потока пара низкого давления с независимым регулированием температуры по ниткам. Конструкция котла Стены топочной камеры полностью экранированы трубами радиационных поверхностей нагрева. Топочная камера каждого корпуса разделена пережимами, образованными выступами фронтового и заднего экранов на камеру горения (предтопок) и камеры дожигания. Экраны в районе предтопка до отм. 15.00 полностью ошипованы и покрыты хромитовой массой. Утепление камеры горения и пережим в топке уменьшает теплоотдачу излучения от ядра факела, что повышает температурный уровень в предтопке и, следовательно, улучшает условия воспламенения и горения топлива, а также способствует лучшему образованию жидкого шлака. Процесс сжигания АШ происходит в основном в предтопке, однако горение продолжается и в камере дожигания, где механический недожог с 7,5- 10% снижается до 2,5%. Там же температура газов снижается до 1210 °C, что обеспечивает работу поверхностей нагрева, перегревателя СВД без шлакования. Тепловое напряжение всего топочного объема составляет Vт=142*103 ккал м 3 /час, а предтопка Vтп=491*103 ккал мі /час.

Топка каждого из двух корпусов оборудована 12-ю пылегазовыми турбулентными горелками, расположенными в два яруса (по три горелки в каждом ярусе фронтовой и задней стенах предтопка). Подвод газа к горелкам периферийный, производительность горелки на пыли 0,5 т/час. В каждую турбулентную горелку встроена мазутная форсунка механического распыливания с охлаждением и организованным подводом воздуха. Для вывода жидкого шлака в предтопке имеется две охлаждаемые летки, под предтопка выполнен с уклоном 80 к леткам и закрыт шамотным кирпичом. Каждая топка оснащена двумя (по числу леток) установками механизированного шлакоудаления. Жидкий шлак гранулируется в водяных ваннах и удаляется в шлакосмывные каналы. Сброс сушильного агента осуществляется через горелки прямоугольной формы, которые размещены на боковых стенах предтопка в два яруса: в нижнем ярусе 4 горелки, в верхнем 2. Для ремонтных работ в топке имеются лазы. Топка экранирована выполнена в нижней части до отм.23,00 м трубами нижней радиационной части (НРЧ), а в верхней - трубами верхней радиационной части (ВРЧ) с потолка. Трубы заднего и фронтового экранов НРЧ имеют гибы, которые и образуют топочный пережим. Задний экран ВРЧ в верхней части имеет выступ, улучшает аэродинамику газового потока на выходе из топки и частично защищает ширмовые поверхности от прямого излучения из топки. Фронтовой и задний экран НРЧ конструктивно выполнены одинаково, каждый экран состоит из шести одинаковых лент, с параллельно включенными трубами Ш42*6 материал 12Х1МФ. Трубы ленты вначале экранируют под и нижнюю часть предтопка, а затем переходят на вертикальную панель НРЧ, где делают пять подъемно-опускных ходов и выходят в верхнюю камеру. Трубы НРЧ имеют разводку под амбразуры горелок, лазов, гляделок. Боковые экраны НРЧ состоят из четырех панелей, которые выполнены следующим образом.

Выйдя из нижней камеры, лента, состоящая из 17 параллельно включенных змеевиков Ш42*5, материал 12Х1МФ, сначала экранирует нижнюю часть боковой стенки, затем переходят на вертикальную часть, где также делает пять подъемно-опускных ходов, и затем выходят в верхнюю камеру. Фронтовой и задний экраны НРЧ имеют два яруса неподвижных креплений на отметке 22,00 и отметке 14,5 м. Компенсация от температурных расширений происходит за счет гиба труб на пережиме. Боковые экраны подвешены неподвижными креплениями на отметке 21,9 м и могут свободно опускаться вниз. Для предотвращения выхода отдельных труб в топку экраны имеют пять поясов подвижных креплений. Фронтовой и задний экраны ВРЧ также состоят из многоходовых панелей с подъемно-опускными движениями пара. Пар подводится в нижнюю камеру панелей, отводится из верхних. Средние панели фронтового и все панели боковых экранов состоят из восьми, а крайние панели фронтового экрана из девяти параллельно включенных труб, образующих ленту. N - образную панель заднего экрана ВРЧ состоит из двадцати параллельно включенных труб. Все поверхности нагрева ВРЧ выполнены из труб Ш42*5, материал 12Х1МФ. Фронтовой и боковые экраны ВРЧ неподвижными креплениями подвешены на отметке 39,975 м свободно расширяются вниз. Задний экран ВРЧ имеет два неподвижных крепления на отметках 8,2 и 32,6. Компенсация от температурных расширений труб происходит за счет гиба труб в верхней части заднего экрана ВРЧ. Фронтовой и боковые экраны имеют семь рядов подвижных креплений, задний - три. Все экраны НРЧ и ВРЧ имеют шаг между трубами 45 мм. Потолок топки и верх горизонтального газохода экранированы трубами потолочного перегревателя. Всего параллельно включенных труб 304 (154 на нитку) Ш32*4, материал 12Х1МФ. По длине труб потолочного перегревателя имеется 8 рядов креплений, которые тягами крепятся к каркасу.

Ширмовые пароперегреватели на выходе из топки расположен ширмовый перегреватель, который состоит из двух рядов ширм. В ряду по 16 ширм с шагом 630 мм, подвешенных вертикально. По ходу пара ширмы каждой ступени делятся на входные и выходные, которые расположены ближе к боковым стенкам газохода. Конструктивно входные и выходные ширмы первой ступени выполнены одинаково (кроме расположения штуцеров и перепускных труб на камерах). Ширмы первой ступени котла 20 состоит из 42 змеевиков Ш32*6, материал труб в основном 12Х1МФ, но у 11 крайних змеевиков выходной участок выполнен трубами Ш32*6, материал 1Х18Н12Т. На котле 19 ширм первой ступени состоит из 37 змеевиков, материал 1Х18Н12Т. Для придания жесткости конструкции ширма связана 5 своими змеевиками, которые имеют крепежные планки из стали Х20Н14С2. Ширмы второй ступени состоят из 45 змеевиков Ш32*6. Материал входных ширм 12Х1МФ, а остальная часть змеевиков выполнена из стали 1Х18Н12Т. Ширма связана шестью своими змеевиками. Входные и выходные камеры, кроме камер выходных ширм второй ступени, состыкованы в единые коллектора, разделенные перегородкой. Камеры на тягах подвешены к балкам каркасов. Стены поворотной камеры экранированы четырьмя блоками. Блоки выполнены в виде двухпетельных лент. В каждом блоке 38 параллельно включенных змеевиков Ш32*6 материал 12Х1МФ, которые расположены горизонтально. Блоки имеют пояса жесткости. Подвеска блоков осуществляется посредством трех рядов (на блок) креплений. В опускном газоходе расположены следующие поверхности нагрева: конвективный пакет СВД, пароперегреватель НД с газопаровым теплообменником и водяной экономайзер. Для всех конвективных поверхностей принято шахматное расположение змеевиков. Все поверхности выполнены из змеевиков, параллельных фронту котла.

Конвективный пароперегреватель СВД

Пакет конвективного перегревателя СВД каждой нитки состоит из 129 змеевиков Ш32*6, материал 1Х18Н12Т, которые опираются на стойки из материала Х23Н13, а те на опорные балки, охлаждаемые питательной водой. Для выдержки шагов и придания жесткости конструкции имеется три ряда дистанционных полос из стали 1Х18Н12Т, пакет имеет высоту 557 мм. Пароперегреватель низкого давления За конвективным пакетом СВД располагается перегреватель НД. Пакеты каждого потока располагаются в соответствующих половинах спускного газохода, переброска потоков по ширине газохода не осуществляется. Перегреватель НД состоит из выходного пакета, промежуточного пакета и регулирующей ступени. Выходная часть перегревателя НД состоит из 108 подвесных змеевиков Ш42*3,5, материал комбинированной стали: Х2МФСР и 12Х1МФ. Змеевики набраны в пакеты со стойками, материал Х17Н2, которые подвешены к опорным коллекторам пакета высокого давления. Высота пакета 880 мм. Промежуточный пакет также состоит из 108 сдвоенных змеевиков Ш42*3,5 сдвоенных змеевиков Ш42*3,5 материал 12Х1МФ. Высота пакета 1560 мм. Змеевики опираются на стойки, материал Х17Н2, а те на входные камеры промежуточного пакета Ш325*50, материал 12Х1МФ. Таким образом, входные камеры промпакета являются и опорными балками для этой поверхности нагрева. Камеры, кроме изоляции, имеют дополнительное воздушное охлаждение, необходимое при пусковых режимах и при режимах отключенной турбины. За промпакетом по ходу газов на обоих корпусах котлов ТПП-210 вместо ГПП ТО установлена регулирующая ступень, которая является первой по ходу пара ступенью промперегревателя, выполнена из перлитной стали и по условиям надежной работы труб при значительном их обеспаривании размещается в зоне, где температура газов на входе не должна превышать 600°C. Ее работа полностью основана на изменении тепловосприятия вторичного пара за счет изменения его развода через байпасные паропроводы. По расчетам при номинальной нагрузке блока через регулирующую ступень проходит 20% общего расхода пара. При снижении нагрузки блока до 70% расход пара составляет 88% Повышение экономичности энергоблока достигается за счет расширения диапазона нагрузок, при которых обеспечивается расчетная температура вторичного перегрева при оптимальных избытках воздуха. Регулирующая поверхность устанавливается в габаритах демонтированного ГПП ТО, входные коллектора опускаются на 300 мм ниже. Регулирующая поверхность состоит из левой и правой частей с общей поверхностью нагрева 2020 мІ на один корпус. Обе части собираются из пакетов сдвоенных змеевиков и имеют 4 петли по ходу газов при противоточной схеме движения пара. Змеевики изготовлены из труб Ш32*4, сталь 12Х1МФ и располагаются в шахматном порядке с шагами 110 и 30 мм. Змеевики собраны в пакеты с помощью штампованных стоек, изготовленных из стали 12Х13. По длине каждого пакета установлено 5 стоек. Две из них устанавливаются на расположенные в газоходе охлаждаемые водой коллектора, которые во время ремонта опущены на 290 мм ниже. Пар из ЦВД поступает во входные камеры регулирующей поверхности Ш425*20 сталь 20. Пройдя змеевики, пар поступает в выходные камеры диаметром 426*20 сталь 12Х1МФ, где смешивается с паром, поступающим из байпасного паропровода. Старые клапана РКТ вырезаны по ниткам «Б» и «В» из старых РКТ вынуты внутренние части и корпуса РКТ обварены и использованы в качестве тройников. На байпасной линии между входными и выходными коллекторами установлены новые клапана РКТ шиберного типа. При открытии клапана на 100% пар в количестве 80% идет мимо регулирующей поверхности и п/п понижается. При закрытом клапане пар проходит регулирующую поверхность и температура промперегрева возрастает. КДУ и ключи управления новыми РКТ остались прежними. Произведена замена (100%) змеевиков водяного экономайзера на обеих корпусах. На коллекторах второго впрыска демонтированы подпорные шайбы и отглушены отводы на ГПП ТО. Конвективный экономайзер является последней по ходу газов поверхностью нагрева, расположенной в спускном газоходе. Он состоит из труб Ш32*6, материал ст20. Выходные и входные камеры экономайзера одновременно являются и опорными балками - на них через стойки передается вес этой поверхности нагрева. Каркас котла выполнен в виде одинаковых каркасов обоих корпусов, связанных между собой межкорпусными связями и переходными подмостями. Вес поверхности нагрева, обмуровки и изоляции передается с помощью горизонтальных балок и ферм на три ряда вертикальных колонн один ряд по фронту котла, другой - между топкой и спускными газоходами и третий - сзади котла. Для ужесточения каркаса имеется ряд наклонно расположенных балок. Обмуровка топки, газоходов котла выполнена в виде отдельных щитов. Топка и газоходы обшиты листами толщиной 3 мм, что обеспечивает высокую плотность топки и газоходов.

Рассмотрен прямоточный паровой котёл ТПП-210А как объект регулирования, проанализированы существующие системы регулирования, отмечены её достоинства и недостатки, предложена структурная схема регулятора тепловой нагрузки котла ТПП-210А на газообразном топливе с помощью регулирующего микропроцессорного контроллера Ремиконт Р-130

Произведен расчёт параметров настроек и моделирование процесса регулирования тепловой нагрузки котла ТПП-210А на газообразном топливе, включающий в себя, аппроксимацию опытных данных и моделирование объекта управления для двухконтурной системы регулирования, расчет параметров настройки двухконтурных систем регулирования, а так же моделирование переходного процесса в двухконтурных системах регулирования. Выполнен сравнительный анализ полученных переходных характеристик.

Выдержка из текста

По уровню автоматизации теплоэнергетика занимает одно из ведущих мест среди других отраслей промышленности. Теплоэнергетические установки характеризуются непрерывностью протекающих в них процессов. Почти все операции на теплоэнергетических установках механизированы и автоматизированы.

Автоматизация параметров дает значительные преимущества

Список использованной литературы

Список литературы

1. Григорьев В.А., Зорин В.М. «Тепловые и атомные электрические станции». Справочник. — М.: Энергоатомиздат, 1989.

2. Плетнёв Г. П. Автоматизированные системы управления объектами тепловых электростанций: Учебник для вузов/ Г. П. Плетнёв. — 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Изд. МЭИ, 2005, — 355 с

3. Плетнев Т.П. Автоматизация технологических процессов и производств в теплоэнергетике. /МЭИ. М, 2007. 320 с.

4. Контроллер малоканальный многофункциональный регулирующий микропроцессорный Ремиконт Р-130″ Комплект документации ЯЛБИ.421 457.001ТО 1−4

5. Плетнев Г. П. Зайченко Ю.П. «Проектирование монтаж и эксплуатация автоматизированных систем управления теплоэнергетическими процессами» МЭИ 1995 316с.- ил.

6. Ротач В.Я. Теория автоматического управления теплоэнергетическими процессами, -М.: МЭИ, 2007. — 400с.

7. Козлов О.С. и др. Программный комплекс «Моделирование в технических устройствах» (ПК «МВТУ», версия 3.7).

Инструкция пользователя. — М.: МГТУ им. Баумана, 2008.