Курс лекций по «Режимам работы и эксплуатации ТЭС»

Работа добавлена на сайт samzan.net:

А.А. Поспелов

Общие сведения

по эксплуатации и структуре

элементов котельных установок

неблочных ТЭС

Курс лекций по «Режимам работы и эксплуатации ТЭС» (часть I)

Иваново 2001

Министерство образования Российской Федерации

Ивановский государственный энергетический университет

А.А. Поспелов

Общие сведения

по эксплуатации и структуре

элементов котельных установок

неблочных ТЭС

Курс лекций по «Режимам работы и эксплуатации ТЭС» (часть I)

Иваново 2001

УДК 621.311

Общие сведения по эксплуатации и структуре элементов котельных установок неблочных ТЭС: курс лекций, часть I/ А.А. Поспелов; Ивановский государственный энергетический университет. – Иваново, 2001. – ISBN 5-89482-

Приведены основные сведения  по вопросам энергопроизводства, эксплуатации и структуре элементов котельных установок неблочных ТЭС в объеме, соответствующем программе курса ''Режимы работы и эксплуатации ТЭС'' для студентов специальностей ''Тепловые энергетические станции'' (100500).

Табл. Ил. Библиогр.:

Печатается по решению редакционно-издательского совета Ивановского государственного энергетического университета.

Рецензенты:

ПОЗДЫШЕВ А.А.

РИВКИН А.С., к.т.н., доц. (ИГЭУ)

Поспелов Анатолий Алексеевич

Общие сведения по эксплуатации и структуре элементов котельных установок неблочных ТЭС.

Курс лекций, часть I

Предисловие

Курс лекций по “Режимам работы и эксплуатации тепловых электрических станций” (РР и ТЭС) предназначен, для студентов высших учебных заведений, изучающих одноимённую дисциплину. Материалы учебного пособия могут быть использованы также при изучении курса “Котельных установок ТЭС” и для курсов повышения квалификации эксплуатационного персонала котло-турбинных цехов ТЭС.

Рабочая программа курса РР и ТЭС студентов специальности 100500 ИГЭУ включает три части. Тематика первой части курса предназначена для изучения режимов работы и эксплуатации котельных установок неблочных ТЭС (РР и ЭКУ). Во второй части курса изучаются режимы работы и эксплуатация паротурбинных установок неблочных ТЭС (РР и ЭПТУ). Третья часть курса посвящена изучению режимов работы и эксплуатации блочных ТЭС (РР и ЭТЭС).

Настоящее учебное пособие представляет собой расширенный лекционный материал, составленный в соответствии с тематикой программы подготовки студентов специальности 100500 ИГЭУ, для первой части курса – РР и ЭКУ. Причём, в пособии кратко рассматриваются общие сведенья по вопросам энергопроизводства, эксплуатации теплоэнергетического оборудования и более подробно структура элементов котельных установок неблочных ТЭС.

Материал разработанного учебного пособия предназначен:

•  для формирования у слушателей эксплуатационно-значимой информации по изучаемым ранее вопросам энергопроизводства, структуре и конструктивным особенностям оборудования котельной установки;
•  ознакомления слушателей с общими вопросами эксплуатации теплоэнергетического оборудования, которые не рассматривались в ранее изучаемых учебных курсах и без которых затруднительно усвоить основные принципы эксплуатации энергетического оборудования.

Разработка курса лекций в нескольких частях вызвана спецификой рассматриваемых вопросов и отсутствием специализированных единых учебников, охватывающих тематику рабочей программы курса.

Учитывая важную роль дисциплины в формировании специалистов теплоэнергетиков, сделана попытка обобщения необходимого учебного материала из общеизвестной: учебной, технической, нормативно-технической и другой литературы, с выделением основопологающих эксплуатационных понятий, определений и положений.

Данное учебное пособие имеет компьютерную поддержку в виде автоматизированных учебных курсов по изучению структуры технологических систем, входящих в котельную установку с барабанным котлом.

В пособии даны ссылки на используемую литературу, что даёт возможность воспользоваться ею при более глубокой проработке отдельных тем и при выполнении научно-исследовательских работ. Отдельные темы лекционного курса могут быть вынесены на самостоятельную проработку.

В учебном пособии проработаны вопросы для самопроверки, охватывающие наиболее важные темы и понятия.

Автор выражает благодарность редакционно-издательскому отделу ИГЭУ, а также рецензентам за работу над рукописью.

Кандидат технических наук, доцент – А.А.Поспелов.

Введение

На современном этапе, роль энергетики в развитии промышленности страны и организации быта населения существенно возрастает. В тоже время сама энергетическая отрасль находится в настоящее время в самой неблагоприятной стадии развития. Более 50% основного оборудования тепловых электрических станций морально устарело или выработало свой ресурс и требуется его замена. Поэтому в условиях весьма ограниченных возможностей воспроизводства оборудования ТЭС, особенно важно встаёт вопрос обеспечения надёжности его работы.

Одним из направлений решения этой задачи является реализация концепций повышения “живучести стареющих ТЭС” основными положениями которой, являются:

•  увеличение парного, группового и индивидуального ресурса ответственных элементов энергооборудования ТЭС на базе современных научно-технологических методов определения их конструкционной прочности;
•  восстановление ресурса наиболее ответственных элементов энергооборудования путём реализации разработок, не требующих больших материальных и трудовых затрат, выполняемых на ТЭС, а в отдельных случаях специализированных ремонтных предприятиях;
•  применение и систематическое совершенствование средств эксплуатационного контроля повреждений на базе современных диагностических систем и вычислительной техники, новых методов контроля трещин.

Реализация изложенной концепции позволит сделать ситуацию при лавинообразном старении оборудования контролируемой, обеспечить безопасность эксплуатации, увеличив сроки эксплуатации до полной замены оборудования ТЭС, и тем самым выиграть время, необходимое для ввода новых мощностей в условиях ожидаемого подъёма потребления энергии.

Другим направлением в повышении надёжности работы энергетического оборудования является внедрением системы СИД - согласованной инженерной деятельности, в основу которой положен принцип формирования междисциплинарных групп и работе в них инженеров из различных предметных областей и структурных подразделений. Реализация СИД позволяет решать задачи обеспечения жизнедеятельности сложнейших технологических систем.

Однако широкое внедрение указанных выше концепций, для многих энергообъектов, затруднено в силу имеющихся объективных причин.

В тоже время необходимо отметить, что, в решении проблемы повышения надёжности работы оборудования ТЭС, недостаточно уделяется внимания качеству подготовки обслуживающего персонала. Несмотря на внедрение новых методов подготовки, основанных на использовании программных продуктов, культура эксплуатации оборудования, особенно на ТЭС с поперечными связями, остаётся на низком уровне, что и подтверждается статистикой отказов оборудования [20].

Повышение культуры эксплуатации энергетического оборудования невозможно без разработки качественно новых учебных пособий, формирующих единый подход и более конкретно отражающих границы и фундаментальные основы эксплуатации оборудования ТЭС. Современные учебные пособия позволят обеспечить качественную разработку программных средств подготовки и сформировать у слушателей необходимые оперативные знания.

Следует отметить, что этот путь повышения надёжности работы оборудования ТЭС является наименее затратный и позволяет формировать и совершенствовать приёмы эксплуатации. Настоящий курс лекций призван оказать помощь в приобретении этих знаний.

Глава первая. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ЭНЕРГОПРОИЗВОДСТВЕ

И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБОРУДОВАНИЯ ТЭС

1.1. Сведения об энергообъектах

Необходимость производства тепловой и электрической энергии для нужд промышленных предприятий и быта человека общеизвестна. Собственно электроэнергия может быть выработана генераторами, солнечными батареями, магнитогидродинамическими генераторами (МГД - генераторами). Однако для промышленной выработки электрической энергии используют синхронные генераторы трехфазного переменного тока, первичными двигателями для которых могут быть паровые, газовые или гидравлические турбины.

Промышленная выработка тепловой и электрической энергии и доставка ее до непосредственного потребителя осуществляется энергообъектами.

К энергообъектам относятся: электрические станции, котельные, тепловые и электрические сети.

Комплекс энергообъектов, связанных общностью режима работы и имеющих централизованное оперативно диспетчерское управление, составляет энергетическую систему, которая в свою очередь, является основным технологическим звеном энергопроизводства.

Ниже представлена краткая характеристика энергообъектов.

1.1.1. Электрические станции

В общем случае, электростанциями называют предприятия или установки, предназначенные для производства электроэнергии. По особенностям основного технологического процесса преобразования энергии и виду используемого энергетического ресурса электростанции подразделяют [2] на:

тепловые электростанции (ТЭС); гидроэлектростанции (ГЭС); атомные электростанции (АЭС); гелиоэлектростанции или солнечные электростанции (СЭС); геотермальные электростанции (ГТЭС); приливные электростанции (ПЭС).

Большую часть электроэнергии (как в России, так и в мировой энергетике) вырабатывают тепловые (ТЭС), атомные (АЭС) и гидравлические электростанции (ГЭС). Состав и расположение электростанций по регионам страны зависит от наличия и размещения по территории страны гидроэнергетических и теплоэнергетических ресурсов, их технико-экономических характеристик, затрат на транспорт топлива, а также от технико-экономических показателей работы электростанций.

Тепловые электрические станции (ТЭС) подразделяются на: конденсационные (КЭС); теплофикационные (теплоэлектроцентрали - ТЭЦ); газотурбинные (ГТЭС); парогазовые электрические станции (ПГЭС).

На ТЭС химическая энергия сжигаемого топлива преобразуется в энергию рабочего тела (водяного пара или горячего газа), приводящего во вращение ротор турбогенератора, а механическая энергия вращения ротора - преобразуется генератором в электрическую.

Топливом для тепловых электрических станций может служить уголь, торф, горючие сланцы, газ, мазут и др.

Конденсационные электрические станции (КЭС) строят по возможности ближе к местам добычи топлива или к местам удобным для его транспортировки на крупных реках или водоемах. Основными особенностями КЭС являются: использование мощных экономичных конденсационных турбин; блочный принцип построения современных КЭС; выработка для потребителя одного вида энергии - электрической (тепловая энергия вырабатывается только для собственных нужд станции); обеспечение базовой и полупиковой части графика потребления электроэнергии; оказание существенного влияния на экологическое состояние окружающей среды. Современные КЭС могут обеспечивать электроэнергией крупный город или район страны и поэтому могут классифицироваться как ГРЭС - государственная районная электрическая станция.

Теплофикационные электрические станции (ТЭС) предназначены для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов электроэнергией и теплом [3]. На них устанавливаются теплофикационные турбины типа «Т»; «ПТ»; «Р»; «ПР» и т.п., являясь, как и КЭС, тепловыми электростанциями, они отличаются от последних использованием тепла ''отработавшего'' в теплофикационных турбинах пара для нужд промышленного производства, а также для отопления, кондиционирования воздуха и горячего водоснабжения. При такой комбинированной выработке электроэнергии и тепла достигается значительная экономия топлива по сравнению с раздельным энергоснабжением, т.е. выработкой электроэнергии на КЭС и получением тепла от местных котельных. Поэтому ТЭС получили широкое распространение в городах с большим потреблением тепла и электроэнергии. Наибольшая экономичность оборудования ТЭЦ достигается при нагрузке, соответствующей номинальному тепловому потреблению и минимальному пропуску пара в часть низкого давления турбин и в конденсаторы (т.е. при работе турбогенератора в теплофикационном режиме). Единичная мощность теплофикационных агрегатов ТЭЦ достигает 250 МВт. Тепломеханическая часть ТЭЦ с турбогенераторами до 175 МВт включительно выполняется с поперечными связями по пару и питательной воде. Существенной особенностью ТЭЦ является также повышенная мощность вспомогательного тепломеханического оборудования, что предопределяет больший относительный расход электроэнергии на собственные нужды, чем на КЭС. ТЭЦ, как и КЭС, существенно влияют на окружающую среду.

Газотурбинные электростанции (ГТЭС) в качестве самостоятельных энергетических установок имеют ограниченное распространение. Основу ГТЭС составляет газотурбинная установка (ГТУ), в состав которой входят компрессоры, камеры сгорания и газовые турбины. ГТУ потребляет, как правило, высококачественное топливо (жидкое или газообразное) подаваемое в камеру сгорания. Туда же компрессором нагнетается сжатый воздух. Горячие продукты сгорания отдают свою энергию газовой турбине, которая вращает компрессор и синхронный генератор. К основным недостаткам ГТУ следует отнести: повышенные шумовые характеристики, требующие дополнительной звукоизоляции машинного отделения и воздухозаборных устройств; потребление значительной доли (до 50-60 %) внутренней мощности газовой турбины воздушным компрессором; малый диапазон изменения электрической нагрузки, в следствие специфического соотношения мощности компрессора и газовой турбины; низкий общий КПД (25-30 %). К основным достоинствам ГТЭС следует отнести быстрый запуск энергетической установки (1-2 мин), высокая маневренность и пригодность для покрытия пиков нагрузки в энергосистемах.

Парогазовые электрические станции (ПГЭС) для современной энергетики являются эффективным средством значительного повышения тепловой и общей экономичности электростанций использующих органическое топливо [4]. Основу ПГЭС составляет парогазовая силовая установка (ПГУ), в состав которой входят паровая и газовая турбины объединенные общим технологическим циклом. Соединение этих установок в единое целое позволяет снизить потерю теплоты с уходящими газами ГТУ или парового котла, использовать газы за газовыми турбинами в качестве подогретого окислителя при сжигании топлива, получить дополнительную мощность за счет частичного вытеснения регенерации паротурбинных установок и в конечном итоге повысить КПД парогазовой электростанции, по сравнению с паротурбинной и газотурбинной электростанциями, до (46-49 %).

Гидравлические электрические станции (ГЭС) предназначены для выработки электроэнергии за счет использования энергии водных потоков (рек, водопадов, и т.п.). Первичными двигателями на ГЭС являются гидротурбины, которые приводят во вращение синхронные генераторы. Отличительной особенностью ГЭС является – небольшое потребление электроэнергии на собственные нужды, которое в несколько раз меньше чем на ТЭС. Это объясняется отсутствием на ГЭС крупных механизмов в системе собственных нужд. Кроме этого, технология производства электроэнергии на ГЭС довольно проста, легко поддается автоматизации, а пуск гидроагрегата занимает не более 50 секунд, поэтому резерв мощности энергосистем целесообразно обеспечивать именно этими агрегатами. Однако, строительство ГЭС сопряжено с большими капиталовложениями, большими сроками строительства, спецификой размещения гидроресурсов страны, со сложностью решения экологических задач.

Атомные электростанции (АЭС) - это по существу тепловые электростанции, которые используют тепловую энергию ядерных реакций. Они могут быть сооружены практически в любом географическом районе, но при наличии источника водоснабжения. Количество потребляемого топлива (уранового концентрата) незначительно, что облегчает требования к его транспортировке. Одним из основных элементов АЭС является реактор. В настоящее время на АЭС используются реакторы двух типов – ВВЭР (водо-водяной энергетический реактор) и РБМК (реактор большой мощности канальный). Схемы АЭС в тепловой части могут выполняться в различных вариантах, но также как и на КЭС, строятся по блочному принципу. АЭС особенно эффективны в районах бедных топливными ресурсами, их выгодно оснащать энергоблоками большой мощности и тогда, по своим технико-экономическим показателям, они не уступают КЭС. АЭС не имеют выбросов дымовых газов и не имеют отходов в виде золы и шлака. Однако удельные тепловыделения в охлаждающую воду у АЭС больше, чем у ТЭС. Для агрегатов АЭС предпочтительна работа в базовом режиме. К оборудованию атомных станций предъявляются повышенные требования безопасности и надежности. Особой проблемой является захоронение или восстановление топливных элементов.

Солнечные, геотермальные, приливные, ветровые электростанции, относятся к нетрадиционным типам электростанций, информация о которых, может быть получена из дополнительных литературных источников [4,5].

1.1.2. Котельные установки

Котельные – включают комплекс устройств, предназначенных для выработки тепловой энергии в виде горячей воды или пара [6]. Главной частью этого комплекса является паровой котел. В зависимости от назначения, котельные подразделяются на энергетические, отопительно-производственные и отопительные.

Энергетические котельные снабжают паром паросиловые установки, вырабатывающие электроэнергию, и обычно входят в комплекс ТЭС в виде котельного цеха или котельного отделения в составе котлотурбинного цеха ТЭС.

Отопительно-производственные котельные сооружаются на промышленных предприятиях и обеспечивают тепловой энергией системы отопления, вентиляции, горячего водоснабжения промышленных зданий и технологические процессы производства.

Отопительные котельные обеспечивают тепловой энергией системы отопления, вентиляции, горячего водоснабжения жилых и общественных зданий. В отопительных котельных могут использоваться водогрейные и промышленные паровые котлы различных типов и конструкций. Основными показателями водогрейного котла является тепловая мощность, т.е. теплопроизводительность и температура воды, а для парового котла – паропроизводительность, давление и температура свежего пара.

1.1.3. Тепловые сети

Представляют собой теплопроводы, предназначенные для транспортирования тепловой энергии, в виде пара или горячей воды, от источника теплоты (ТЭС или котельной) к тепловым потребителям.

В состав теплопроводов входят: соединенные между собой стальные трубы; тепловая изоляция; компенсаторы тепловых удлинений; запорная и регулирующая арматура; строительные конструкции; опоры; камеры; дренажные и воздухоспускные устройства.

Тепловая сеть является одним из наиболее дорогостоящих элементов системы централизованного теплоснабжения.

1.1.4. Электрические сети

Электрическими сетями [7] называют устройство, соединяющее источники питания с потребителями электроэнергии. Основным назначением электрических сетей является электроснабжение потребителей, кроме этого, электрические сети обеспечивают передачу энергии на большие расстояния и позволяют объединить электрические станции в мощные энергетические системы. Целесообразность создания мощных энергетических объединений обусловлена их большими технико-экономическими преимуществами. Электрические сети классифицируют по различным признакам: для передачи постоянного или трехфазного переменного тока; низких, средних, высоких и сверх высоких напряжений; внутренние и наружные; основные, сельские, городские, промышленные; распределительные, питающие и т.п.

Более подробно об электрических сетях рассматривается в специальной технической литературе.

1.2. Функции энергообъектов

С точки зрения технологии производства электрической и тепловой энергии, основными функциями энергообъектов являются производство, преобразование, распределение и отпуск тепловой и электрической энергии потребителям.

На рис. 1.1. изображена принципиальная схема комплекса энергообъектов, обеспечивающих промышленную выработку и доставку тепловой и электрической энергии потребителю.

Основу комплекса составляет ТЭЦ, на которой осуществляется производство, преобразование и распределение электрической, а также производство и отпуск тепловой энергии.

Производство электрической энергии осуществляется непосредственно в генераторе. Для вращения ротора генератора используется паровая турбина, на которую подается перегретый пар, полученный в паровом котле. Выработанная в генераторе электроэнергия преобразуется в трансформаторе на более высокое напряжение, для уменьшения потерь при передаче электроэнергии потребителю. Часть выработанной в генераторе электроэнергии используется на собственные нужды ТЭЦ. Другая, большая ее часть – передается на распределительное устройство. С распределительного устройства ТЭЦ электроэнергия поступает в основные электрические сети энергетических систем, из которых осуществляется отпуск электроэнергии потребителям.

ТЭЦ осуществляет также производство и отпуск тепла потребителю, в виде пара и горячей воды. Пар отпускается с регенеративных отборов турбины (в некоторых случаях непосредственно с паровых котлов) и в результате использования у потребителя – конденсируется. Конденсат, полностью или частично, возвращается от потребителя пара на ТЭЦ для снижения пароводяных потерь станции.

Рис. 1.1. Принципиальная схема комплекса энергообъектов

1 - паровой котел; 2 - паровая турбина; 3 - синхронный генератор; 4 - трансформатор;

5 - распределительное устройство; 6 - сетевой подогреватель.

КН, СН, ЦН, ПН – соответственно конденсатный, сетевой, циркуляционный и перекачивающий насосы.

С.Н.- собственные нужды ТЭЦ.

Приготовление горячей воды (нагрев) происходит в сетевых подогревателях электростанции, откуда осуществляется ее подача в циркуляционный контур системы горячего водоснабжения потребителей. Циркуляция горячей и холодной (после потребителя) тепло сетевой воды осуществляется за счет работы, так называемых, сетевых насосов.

1.3. Особенности производства электрической энергии

В России, как и во многих других странах, для производства и распределения электроэнергии принят трехфазный переменный ток частотой 50 Гц. Это объясняется большей экономичностью электрических сетей и установок трехфазного тока по сравнению с установками однофазного переменного тока, а также возможностью широкого использования в качестве электропривода наиболее надежных, простых и дешевых асинхронных электродвигателей.

Наряду с трехфазным током в некоторых отраслях промышленности применяют и постоянный ток, который получают выпрямлением переменного тока. В настоящее время постоянный ток применяется также для передачи электроэнергии на большие расстояния при напряжении до 800 кВ.

Качество электроэнергии отпускаемой потребителю характеризуется, в основном, двумя показателями – уровнем частоты и напряжения, которые в идеальном случае, должны быть постоянными. В тоже время, особенностью производства электроэнергии является то, что невозможно ее накопление, т.е. в любой момент времени производится столько энергии, сколько потребляется – и наоборот. Практически, баланс между потреблением и выработкой электроэнергии (активной мощностью турбогенераторов) поддерживается за счет изменения частоты сети. Таким образом, поддержание частоты электрического тока в энергосистеме на заданном уровне возможно лишь тогда, когда активная мощность турбины и, следовательно, пропуск пара через нее (т.е. паровая нагрузка энергетического котла) все время должны соответствовать изменяющейся нагрузке генератора.

Следует отметить, что процесс регулирования частоты в энергосистемах является комплексной задачей, которая решается за счет работы централизованных и децентрализованных устройств автоматического регулирования частоты, мощности и перетоков электроэнергии, с учетом режимных ограничений.

Регулирование напряжения, в отличие от регулирования частоты, ведется не в энергосистеме в целом, а в, так называемых, контрольных точках энергосистем. Задача оптимального регулирования напряжения не менее сложна, чем задача регулирования частоты в энергосистеме. В целом она решается за счет регулирования реактивной мощности (тока ротора) генераторов и использования систем и устройств централизованного и децентрализованного регулирования напряжения (синхронные компенсаторы; регулируемые батареи статических конденсаторов; шунтирующие реакторы, и др.).

1.4. Структура оборудования ТЭС

Тепловая электрическая станция включает комплекс оборудования, с помощью которого внутренняя энергия топлива (химическая или ядерная) преобразуется в тепловую и электрическую энергию [8].

К настоящему времени, основу энергетической отрасли, в структуре генерирующих установок, составляют тепловые электрические станции типа ТЭЦ и КЭС. Основным оборудованием этих станций являются паровой котел, паровая турбина, электрический генератор и трансформатор. Все остальное оборудование станции: трубопроводы, насосы, теплообменники и т.п. принято считать вспомогательным. По схеме компоновки основного оборудования тепловые электрические станции подразделяются на блочные и неблочные. Неблочные ТЭС называют еще и станциями с поперечными связями.

Если паровой котел вырабатывает пар только для одного турбоагрегата, такую установку называют энергетическим блоком. На электростанциях устанавливают, как правило, несколько энергоблоков и, в этом случае, ее называют блочной.

В тех случаях, когда любой турбогенератор, установленный на ТЭС, может снабжаться паром от любого парового котла, такую ТЭС называют станцией с поперечными связями.

В предыдущих разделах отмечались общие сведения о тепловых электрических станциях. В тоже время, имеются отличительные признаки блочных и неблочных ТЭС.

К характерным особенностям структуры и компоновки оборудования неблочных ТЭС (ТЭЦ, КЭС) необходимо отнести следующее:

•  использование, в основном, барабанных котлов с естественной циркуляцией, работающих с давлением от 3,5 до 14 МПа и температурой от 410 до 545 С, предназначенных, в большинстве случаев, для сжигания всех видов топлива (жидкого, твердого, газообразного);
•  использование, в основе работы ТЭС, регенеративного теплового цикла. При этом в питательном тракте станции выделяется тракт основного конденсата (трубопроводы от конденсатора турбины до деаэратора) и тракт питательной воды, включающий деаэратор и трубопроводы до барабана котла. Регенеративный подогрев основного конденсата осуществляется в подогревателях низкого давления (ПНД). Для регенеративного подогрева питательной воды используется группа подогревателей высокого давления (ПВД) состоящая, в большинстве случаев, из трех подогревателей;
•  обязательная установка деаэраторов высокого давления, для удаления коррозионно-агрессивных газов из питательной воды и конденсата;
•  наличие поперечных связей по паропроводам острого пара, трубопроводам основного конденсата и питательной воды;
•  восполнение пароводяных потерь в пароводяном тракте ТЭЦ осуществляется добавочной химически очищенной или обессоленной водой, предварительно деаэрированной в деаэраторах атмосферного типа. Ввод добавочной воды осуществляется в схему основного конденсата или, в некоторых случаях, непосредственно в деаэратор высокого давления. Следует обратить внимание на то, что восполнение пароводяных потерь в тракте КЭС осуществляется недеаэрированной добавочной водой, подаваемой непосредственно в конденсатор турбины. Таким же образом осуществляется и аварийная подпитка конденсаторов турбины ТЭЦ;
•  подача питательной воды в барабаны котлов осуществляется от сниженных узлов питания (СУП), питательная вода к которым может подаваться от коллекторов ''горячей'' и ''холодной'' питательной воды;
•  питательная установка комплектуется соответствующими насосами с электроприводом, которые обеспечивают подачу питательной воды на группы ПВД и в общестанционные коллекторы ''горячей'' и ''холодной'' питательной воды.

На рис. 1.2. изображена принципиальная схема ТЭЦ с поперечными связями, в которой отражена структура основного и вспомогательного оборудования и все, выше перечисленные, особенности характерные для неблочных ТЭС. Отмечена также условная граница деления оборудования станции на оборудование котельной и турбинной установок.

В представленных рисунках не раскрывается структура технологических систем обеспечивающих эксплуатацию котельной установки и турбогенератора. Соответствующий материал и является предметом дальнейшего изучения и будет представлен в последующих разделах курса.

Рис. 1.2. Принципиальная схема ТЭЦ

БЗК – бак запасного конденсата; ВСП – верхний сетевой подогреватель; Д – деаэратор высокого давления; Д-1,2 – атмосферный деаэратор; КГПВ, КХПВ – соответственно коллекторы горячей и холодной питательной воды; КЭН, ПЭН, ЦЭН, СЭН, Пер.Н, НБЗК – соответственно: конденсатный, питательный, циркуляционный, сетевой, перекачивающий – насосы и насос бака запасного конденсата; К.О.П. - коллектор острого пара; К-р – конденсатор; ОЭ – охладитель эжекторов; ПК – паровой котел; ПВК – пиковый водогрейный комплекс; ПС – подогреватель сальниковый; ПНД – подогреватель низкого давления; СУП – сниженный узел питания котла; ПХОВ – подогреватель химически обессоленной (очищенной) воды; ХОВ – химически обессоленная (очищенная) вода.

1,2,3,4 – соответственно ПНД – 1,2,3,4; 5 – деаэратор высокого давления; 6,7,8 – соответственно, подогреватели высокого давления (ПВД – 6,7,8).

1.5. Сведения о компоновке главного корпуса ТЭС

Основное оборудование ТЭС: котлы, турбины, генераторы и большая часть их вспомогательного оборудования (насосы, теплообменники, трубопроводы, электрические кабели и распределительные устройства, щиты управления оборудованием и т.д.) размещаются в отдельном производственном здании, называемым главным корпусом электростанции. Оборудование, размещенное в главном корпусе, соединено рядом технологических линий с другими производственными зданиями и сооружениями ТЭС: химводоочисткой, топливным хозяйством, водогрейным комплексом, пусковой котельной, зольным хозяйством, объектами технического водоснабжения, очистными сооружениями и т.д. Из главного корпуса отводится произведенная в нем электрическая и тепловая энергия.

Под компоновкой главного корпуса электростанции понимают взаимное расположение отдельных помещений, оборудования и строительных конструкций. На современных тепловых электростанциях России применяют главным образом закрытые компоновки с размещением оборудования в машинном зале, котельной и промежуточном отделении между ними, которые расположены параллельно, сомкнуты и образуют единый главный корпус.

Компоновка главного корпуса должна обеспечивать следующие требования: надежную, безаварийную, безопасную и удобную эксплуатацию оборудования; возможность его ремонта; удобство монтажа; механизацию основных работ; соблюдение санитарно-гигиенических и противопожарных требований; удобство расширения станции, экономичность сооружения. Конструктивно, главный корпус включает каркас закрытый стеновыми панелями и кровлей. Несущие и ограждающие строительные конструкции выполняются из сборного железобетона. Каркас состоит из колонн, опирающихся на фундамент, ригелей и ферм. Расстояние между осями колонн главного корпуса в продольном направлении называют шагом по колоннам. Расстояние между осями колонн в поперечном направлении называют пролетом помещения. Часть котельной (машинного зала) занятой одним котлом (турбиной) с относящимся к нему вспомогательным оборудованием, называют ячейкой котла (турбины).

В машинном зале размещаются турбоагрегаты и их вспомогательное оборудование. Турбоагрегаты монтируются на специальных возвышенных фундаментах вдоль или поперек машинного зала. Причем фундаменты не связаны с другими строительными конструкциями, чтобы вибрация турбоагрегата не передавалась на них. На уровне установки турбоагрегатов (6…15 метров от уровня пола), вокруг их и вдоль стен устраивают площадки обслуживания в виде галерей и переходов, оборудованных стационарными ограждениями. Вспомогательное оборудование (регенеративные подогреватели, насосы, маслоохладители и др.) размещают на полу машинного зала, который устраивается на отметке 0…+1 метр. При значительной высоте фундаментов турбоагрегатов, между полом и основной (верхней) площадкой обслуживания турбоагрегата, возможно устройство дополнительных площадок выполненных в соответствии с требованиями специальных норм и правил. Кроме этого, машинные залы большинства действующих ТЭС оборудуются подвальными помещениями, глубиной 2,5-3,0 метра, в которых размещают трубопроводы технического водоснабжения, баки низких точек, конденсатные насосы, фильтры и другое оборудование.

Подвальные помещения имеют также сливные каналы для сброса и удаления всевозможных утечек воды. Все площадки обслуживания машинного зала соединяются лестничными маршами, расположенными, исходя из удобства обслуживания оборудования. Для производства монтажа и ремонта основного и вспомогательного оборудования в машинном зале устанавливаются один или два мостовых крана, предусматривается устройство монтажно-ремонтных площадок и железнодорожных въездов нормальной колеи. Кроме того, машинный зал должен обеспечиваться естественным и искусственным, общим и индивидуальным (на оборудовании; рабочих местах; местных щитах управления, и т.п.) освещением и вентиляцией.

В котельной главного корпуса размещаются паровые энергетические котлы и соответствующее вспомогательное котельное оборудование (оборудование систем гидрозолошлакоудаления; газоходы; узлы приготовления дозирования реагентов; расширители и т.д.) Компоновка котельной, в основном, зависит от вида топлива, способа его подготовки, типа парового котла и климатических условий в районе расположения ТЭС. Несмотря на разнообразие котельного оборудования тепловых электростанций, можно выделить некоторые общие компоновочные решения котельных ТЭС. Так, большинство из них выполнено в бесподвальном варианте. То есть, котлоагрегаты и механизмы устанавливаются на соответствующие фундаменты на нулевой отметке или выше. Котельные делятся перекрытием на отметке основной площадки обслуживания котлов на два помещения, нижнее из которых на пылеугольных станциях называется зольным помещением. Все котлоагрегаты оборудуются индивидуальными площадками обслуживания (через каждые 3-4 метра по высоте) и лестницами выполненными в соответствии с требованиями [9]. Оборудование газовоздушного тракта газомазутных ТЭС во всех климатических районах размещаются вне главного корпуса на открытой площадке. В климатических районах с расчетной температурой наружного воздуха выше –28 С выполняется открытая установка вынесенных воздухоподогревателей и оборудования газовоздушного тракта пылеугольных ТЭС. Мокрые золоуловители устанавливают в закрытом помещении в районах с расчетной температурой наружного воздуха ниже –15 С. Для монтажа и ремонта котельного оборудования должна быть предусмотрена установка соответствующих грузоподъемных механизмов. В помещении котельной предусматривается железнодорожный въезд нормальной колеи (тупиковый) на всю длину котельного отделения и двухсторонний сквозной проезд для автотранспорта, электрокаров и тягачей. Предусматриваются также боковые въезды для автотранспорта со стороны дымососной, примерно через 200 метров длины котельной.

Промежуточное отделение главного корпуса газомазутной электростанции предназначено, в первую очередь, для установки деаэраторов, станционных паропроводов острого пара, трубопроводов питательной воды, а также редукционно-охладительных и пускосбросных устройств. В этом отделении располагаются также щиты управления, кабельные этажи и распределительные устройства собственных электрических нужд. В этом случае промежуточное отделение называют иногда деаэраторным отделением или деаэраторной этажеркой. Промежуточное отделение главного корпуса пылеугольной электростанции кроме деаэраторного, включает еще и бункерное отделение, бункерную этажерку. В верхней части бункерного отделения вдоль котельной размещается галерея конвейеров топливоподачи, ниже располагаются бункеры угля и пыли, непосредственно под бункерами размещают питатели сырого угля и готовой пыли, а в нижней части бункерной этажерки на уровне пола котельного отделения устанавливаются вращающиеся механизмы: мельницы, мельничные вентиляторы и вентиляторы горячего дутья. На крыше бункерной этажерки на открытом воздухе устанавливают пылевые сепараторы и циклоны. При этой компоновке бункерное отделение разделяется плотной стеной от деаэраторного отделения для уменьшения запыленности и загазованности машинного зала.

В некоторых компоновках главного корпуса деаэраторное и бункерное отделения совмещены, т.е. деаэраторы устанавливают в бункерном помещении, между бункерами соседних котлов, под верхним этажом с ленточными конвейерами сырого угля. Такое промежуточное отделение называют бункерно-деаэраторным.

Встречаются компоновки ТЭС на газомазутном топливе без промежуточного помещения. В этом варианте, деаэраторы устанавливают площадках внутри машинного зала или котельной на высоте около 25 метров.

Следует отметить, что по компоновкам главных корпусов парогазовых и газотурбинных ТЭС, ввиду их малочисленности, установившихся конструктивных решений еще нет [10].

1.6. Особенности обслуживания оборудования ТЭС

Тепловая электростанция является сложным промышленным объектом, включающим комплекс промышленных корпусов (главный корпус, водогрейный комплекс, химводоочистку, пусковую котельную, мазутонасосную, топливоподачу, компрессорную, и т.д.) предназначенных для выполнения конкретных технологических задач (подготовки: воды, топлива, технологического пара, воздуха и т.п., выработки электрической и тепловой энергии).

Оборудование производственных корпусов задействовано в единый технологический процесс обеспечивающий, в конечном итоге, промышленную выработку тепловой и электрической энергии. При этом должна обеспечиваться надежная, бесперебойная и экономичная работа всего оборудования. Особенно актуальны эти требования к оборудованию главного корпуса, так как:

•  оборудование главного корпуса, как бы, завершает рабочий цикл станции по выработке тепловой и электрической энергии и поэтому недопустим сбой в работе даже вспомогательного оборудования, так как это может привести, в лучшем случае, к ограничению отпускаемой потребителю продукции или к снижению экономичности работы станции и, в худшем случае, к полному прекращению подачи потребителю тепловой и электрической энергии;
•  основное и вспомогательное оборудование является сложным и дорогостоящим – выход его из строя влечет значительный материальный ущерб, как для электростанции, так и для потребителя энергии.

Следует отметить и то, что эксплуатация оборудования ТЭС связана с использованием: мощных и сложных вращающихся механизмов; сосудов и аппаратов работающих под давлением; горячих, агрессивных, токсичных, взрывоопасных жидкостей и газов; высоковольтной электроаппаратуры; оборудования размещенного в разных уровнях; и т.д.

Исходя из упомянутых выше требований, следует отметить, что надежность и экономичность работы электростанций зависит, в основном, от совершенства технических средств, используемых на станции и от культуры их эксплуатации, определяемой уровнем подготовки эксплуатационного персонала.

К настоящему времени, в области совершенствования технических средств достигнуты значительные результаты [11]. Так, за счет использования новых технологий в проектировании, изготовлении и монтаже повышена конструктивная надежность основного, вспомогательного оборудования и, в целом, тепловых схем ТЭС. Что же касается культуры эксплуатации энергетического оборудования, то она, как и конструкция оборудования, должна постоянно совершенствоваться и повышаться.

Высокий уровень эксплуатации энергетического оборудования, может быть достигнут за счет строгой и полной регламентации работы оперативно-диспетчерского персонала, особых методов подготовки и аттестации кадров, материально-финансовой заинтересованности работников ТЭС.

Основными нормативно-техническими документами (НТД) регламентирующими работу персонала тепломеханических цехов ТЭС являются: ''Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации'' (ПТЭ), ''Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей'' (ПТБ), ''Правила пожарной безопасности для энергетических предприятий'' (ППБ), ''Правила госгортехнадзора'' (ПГГТН), ''Правила организации работы с персоналом на предприятиях и в учреждениях энергетического производства''; должностные инструкции, производственные инструкции, и др.

Ниже представлены краткие сведения о содержании перечисленных выше, нормативно-технических документов.

В ПТЭ изложены основные организационно-технические требования к эксплуатации энергетических объектов, выполнение которых обеспечивает экономичную, надежную и слаженную работу всех звеньев энергетических систем. В частности регламентируются: общие требования к организации эксплуатации (конкретизируются задачи энергопредприятий, акционерных обществ и их работников; регламентируются общие требования к персоналу, документации, системам управления, технике безопасности, пожарной безопасности и т.п.; регламентируется распределение ответственности за нарушения ПТЭ); требования к территории, производственным зданиям, сооружениям, водному хозяйству электростанции и гидротурбинных установок, тепломеханическому и электрическому оборудованию электростанций и сетей, оперативно-диспетчерскому управлению.

В ПТБ изложены основные положения по организации безопасности работ при эксплуатации, ремонте, наладке и испытаниях теплосилового, механического и водоподготовительного оборудования, устройств тепловой автоматики и измерений топливо-транспортных, котлотурбинных и химических цехов действующих и реконструированных электростанций, а также тепловых сетей, тепловых пунктов и отопительных котельных.

В ППБ изложены требования противопожарной безопасности: к оборудованию, зданиям, сооружениям; к содержанию и применению первичных средств пожаротушения, к проведению огневых работ на энергетических предприятиях. А также определена ответственность по всем направлениям деятельности персонала, в части обеспечения противопожарной безопасности объектов.

В ПГГТН изложены обязательные нормы, которым должны удовлетворять изготовляемые и реконструированные объекты Госгортехнадзора (паровые и водогрейные котлы; сосуды, работающие под давлением; трубопроводы пара и горячей воды; лифты; грузоподъемные краны; газовые хозяйства), а также требования по обеспечению безопасной эксплуатации этих объектов, выполнение которых возлагается на предприятия и организации, их эксплуатирующие.

В ''Правилах организации работы с персоналом на предприятиях и в учреждениях энергетического производства'' изложены требования к формам и содержанию деятельности предприятий и организаций по обеспечению и постоянному контролю готовности работников к выполнению возложенных функций, а также к непрерывному повышению их квалификации. Требования этих Правил должны содержаться в инструкциях и положениях, а также организационно-распорядительных документах, действующих на энергетических предприятиях, в учреждениях и организациях отрасли.

Должностные и производственные инструкции должны быть составлены в соответствии с требованиями ПТЭ на основе заводских и проектных данных, типовых инструкций и других нормативно-технических документов, опыта эксплуатации и результатов испытаний, а также с учетом местных условий.

В должностных инструкциях по каждому рабочему месту должны быть указаны: перечень инструкций по обслуживанию оборудования, схем оборудования и устройств, знание которых обязательно для работников по данной должности; права, обязанности и ответственность работника; взаимоотношения с вышестоящим, подчиненным и другим, связанным по работе персоналом.

В производственных инструкциях по эксплуатации оборудования, зданий и сооружений, средств релейной защиты, телемеханики, связи и комплекса технических средств автоматических систем управления по каждой установке должны быть приведены:

•  краткая характеристика оборудования установки, зданий и сооружений;
•  критерии и пределы безопасного состояния и режимов работы установки;
•  порядок подготовки к пуску;
•  порядок пуска, останова и обслуживания оборудования во время нормальной эксплуатации и при нарушениях в работе;
•  порядок допуска к осмотру, ремонту и испытаниям оборудования, зданий, сооружений;
•  требования по безопасности труда, взрыво и пожаробезопасности, специфические для данной установки.

1.7. Персонал энергопредприятий

Для эффективного управления производством и финансово-хозяйственной деятельностью на энергопредприятиях формируются соответствующие структурные подразделения: цеха, службы, отделы, лаборатории, участки, смены и др. Согласно требованиям ПТЭ, между структурными подразделениями каждого энергообъекта распределяются функции по обслуживанию оборудования, зданий, сооружений коммуникаций. Каждое структурное подразделение комплектуется соответствующим персоналом, численность и квалификация которого регламентируются отраслевыми нормативными документами.

В общем случае весь обслуживающий персонал энергообъектов делят на следующие категории работников: оперативно-диспетчерский; ремонтный и наладочный; руководящие работники и специалисты; вспомогательный персонал; другие специалисты, служащие и рабочие.

1.7.1. Оперативно-диспетчерский персонал и организация его работы

Разберем более подробно, информацию об оперативно-диспетчерском персонале, поскольку эти сведения полнее отразят задачи рассматриваемого курса.

К оперативно-диспетчерскому персоналу энергообъектов относятся:

•  оперативный персонал - персонал непосредственно воздействующий на органы управления энергоустановок и осуществляющий управление и обслуживание энергоустановок в смене;
•  оперативно-ремонтный персонал - ремонтный персонал с правом непосредственного воздействия на органы управления;
•  оперативные руководители - персонал, осуществляющий оперативное руководство в смене работой закрепленных за ним объектов (энергосистемы, электрических сетей, тепловых сетей, электростанции, энергообъекта) и подчиненного ему персонала.

Оперативно-диспетчерский персонал комплектуется в смены (не менее четырех смен) для осуществления круглосуточного оперативного управления оборудованием энергообъектов, с учетом возможной замены в дни отдыха, отпуска, болезни и повышения квалификации.

Сменная работа персонала включает тир этапа: приемка смены, обслуживание закрепленного оборудования в течение смены, подготовка закрепленного оборудования к сдаче и сдача смены.

Основные задачи оперативно-диспетчерского персонала по всем этапам работы определены ПТЭ и должны быть конкретизированы соответствующими должностными и производственными инструкциями применительно к каждому структурному подразделению, где имеется оперативно-диспетчерский персонал, конкретного энергообъекта.

Каждый работник из числа оперативно-диспетчерского персонала, заступая на рабочее место, должен принять смену от предыдущего работника. Основными задачами персонала при приемке смены являются:

•  приемка закрепленного оборудования и территории. Осуществляется при обходе закрепленного оборудования по заранее выбранному маршруту;
•  приемка рабочего места. Сведения о рабочих местах оперативно-диспетчерского персонала будут изложены ниже;
•  доклад вышестоящему оперативному персоналу о результатах приемки закрепленного оборудования, территории, рабочего места и возможности или невозможности приемки смены от сдающего смену;
•  приемка смены. Осуществляется после доклада вышестоящему оперативному лицу, по команде старшего оперативного руководителя. При этом, приемка-сдача смены оформляется в соответствующей оперативной документации подписями принимающего и сдающего смену. Уход с дежурства без сдачи смены, а также прием-сдача смены без надлежащего оформления - запрещается. В случаях возникновения разногласий при приемке-сдаче смены на рабочих местах - конфликт разрешает вышестоящее оперативное лицо принимающей смены.

Основными задачами оперативно-диспетчерского персонала при обслуживании оборудования в течение смены являются: ведение требуемого режима работы; производство переключений, пусков и остановов; локализация аварий и восстановление режима работы; подготовка оборудования к производству ремонтных работ; опробование действия устройств автоматики, сигнализации, защит, блокировок, средств связи и т.д.; осуществление переходов с рабочего оборудования на резервное; опробование и профилактические осмотры оборудования и т.д.

Подготовка закрепленного оборудования к сдаче смены, следующему по графику работнику, осуществляется за 30…60 минут до окончания рабочей смены. На этом этапе выполняются следующие работы:

•  по возможности стабилизируется режим работы закрепленного оборудования;
•  осуществляется контроль работы и тепломеханического состояния закрепленного оборудования, при этом особое внимание обращается на выявление дефектов в работе оборудования и состояние критериев безопасной эксплуатации закрепленного оборудования;
•  осуществляется уборка закрепленного оборудования и территории от мусора и различных жидкостей (воды, масел и т.п.);
•  оформляется соответствующая оперативная документация;
•  подготавливается и сообщается информация о техническом состоянии закрепленного оборудования принимающему смену.

Сдача смены осуществляется после команды старшего оперативного руководителя и оформляется подписями сдающего и принимающего смену в соответствующей оперативной документации.

1.7.2. Организационно-производственное управление структурными подразделениями ТЭС

На тепловой электрической станции функции по обслуживанию оборудования зданий и сооружений распределены между следующими основными цехами: электрический (ЭЦ), котло-турбинный (КТЦ), топливо-транспортный (ТТЦ), химический (ХЦ), тепловой автоматики и измерений (ЦТАИ).

Данный перечень основных цехов характерен практически для любых типов ТЭС (КЭС, ТЭЦ, ГРЭС; блочных, не блочных ТЭС и т.д.).

На крупных блочных ТЭС организуется цех централизованного ремонта оборудования (ЦЦР), который относится к основным цехам.

В общем случае, возможна организация и других цехов: ремонтно-строительных, гидротехнических и т.д.

Далее представим краткие сведения об основных функциях цехов ТЭС.

Электрический цех – непосредственно участвует в выработке, преобразовании и распределении электроэнергии, а также обеспечивает структурные подразделения ТЭС собственными электрическими нуждами. Выполняет ремонтные и профилактические работы на силовом электрооборудовании станции. Основным оборудованием электрического цеха являются: генератор, трансформатор, распределительные устройства. Цех комплектуется оперативным и ремонтным персоналом.

Котлотурбинный цех формируется, как правило, на крупных блочных ТЭС и на современных ТЭС с поперечными связями. В некоторых случаях формируют отдельные структурные подразделения по обслуживанию котельного и турбинного оборудования, а именно: котельный цех (КЦ) и турбинный цех (ТЦ).

В этом случае в котельный цех входят: энергетические котельные установки, оборудование водогрейного комплекса и оборудование пусковой котельной. Котельный цех обеспечивает выработку и подачу острого пара для турбинного цеха; отпуск тепловой энергии в виде горячего водоснабжения; выработку и отпуск технологического пара для собственных нужд станции. В случае отсутствия ЦЦР на ТЭС, котельный цех комплектуется ремонтным персоналом, обеспечивающим ремонтные и профилактические работы на основном и вспомогательном оборудовании цеха. Основным оборудованием котельного цеха является: паровые энергетические котлы; паровые промышленные котлы. Цех комплектуется также оперативным персоналом, обеспечивающим эксплуатацию оборудования цеха.

В турбинный цех входят: оборудование машинного зала главного корпуса, включая оборудование деаэрационной этажерки; оборудование технического водоснабжения (береговые насосные, градирни и т.п.). Турбинный цех обеспечивает: вращение турбогенератора и собственно выработку электрической энергии; непосредственно отпуск тепловой энергии в виде промышленного пара и горячей воды; отпуск технологического пара на паровые собственные нужды ТЭС; обслуживание некоторых технологических систем электрического генератора; подачу технической воды на собственные нужды ТЭС. Основным оборудованием турбинного цеха являются паровые турбины. В случае отсутствия ЦЦР на ТЭС, турбинный цех комплектуется собственным ремонтным персоналом, обеспечивающим ремонтные и профилактические работы на основном и вспомогательном оборудовании цеха. Цех комплектуется также оперативным персоналом, обеспечивающим эксплуатацию оборудования цеха.

При организации на ТЭС – КТЦ, функции котельного и турбинного цехов объединяются, при этом изменяется и структура персонала цеха.

Топливно-транспортный цех - обеспечивает разгрузку, хранение, предварительную подготовку и подачу топлива в КТЦ. В некоторых случаях объекты, обеспечивающие подготовку и подачу газообразного топлива (газорегуляторные пункты) относятся к ведению КТЦ. Основным оборудованием ТТЦ являются: главный топливный конвейер, бульдозеры, краны, вагоноопрокидыватель. ТТЦ комплектуется оперативным персоналом и, в случае отсутствия ЦЦР, ремонтным персоналом.

Химический цех – обеспечивает: подготовку добавочной (обессоленной) воды для подпитки в цикл энергетических блоков; подготовку подпиточной воды для теплосети; контроль и ведение воднохимического режима энергетических блоков; обработку конденсата возвращенного с производства (характерно для функций химических цехов ТЭЦ); обслуживание природоохранных объектов (очистных сооружений; узлов нейтрализации сбросных вод и т.п.); контроль качества турбинных и трансформаторных масел, топлива, сбросных вод, выбросов в атмосферу. Химический цех имеет оперативный и, в случае отсутствия на ТЭС ЦЦР, ремонтный персонал. Основным оборудованием химического цеха являются: осветлители, фильтры, баки нейтрализаторы, баки запасного конденсата.

Цех тепловой автоматики и измерений – обеспечивает: поверку (паспортизацию), текущий контроль, обслуживание, настройку и ремонт средств технологических измерений, сигнализации, автоматики и блокировок установленных на оборудовании структурных подразделений ТЭС. Цех комплектуется оперативным и ремонтным персоналом.

Цех централизованного ремонта – организуется на блочных и мощных ТЭС.

Ремонтный персонал выделяется в отдельный цех, задачами которого являются – организация и осуществление планово-предупредительного ремонта и обслуживания основного и вспомогательного тепломеханического оборудования цехов ТЭС.

При организации ЦЦР на ТЭС, собственный ремонтный персонал в цехах отсутствует.

Каждый цех комплектуется обслуживающим персоналом, численность и расстановка которого осуществляется в соответствии с действующими нормативами по обслуживанию оборудования, с учетом: возможного расширения зон обслуживания и совмещения профессий; установленной мощности ТЭС; вида сжигаемого топлива или топлив; комплектации и размещения средств управления оборудованием (местные щиты управления; блочные щиты управления).

Примерная схема организационно - производственного управления котельным цехом ТЭС приведена на рис. 1.3. Руководство цехом осуществляет начальник цеха на основе единоначалия.

Начальник цеха в административном отношении и хозяйственной деятельности подчиняется директору ТЭС, а в производственно-технической деятельности подчиняется главному инженеру станции. Начальнику цеха непосредственно подчиняются его заместители, по эксплуатации и ремонту оборудования цеха, а также инженер цеха.

Заместитель начальника цеха по эксплуатации организует и проводит работу с оперативным персоналом цеха и является ответственным лицом за организацию труда эксплуатационного персонала, надежную и экономичную эксплуатацию закрепленного за цехом оборудования.

Оперативный персонал цеха имеет двойное подчинение: административное – непосредственно заместителю начальника цеха по эксплуатации и оперативное – начальнику смены станции (дежурному инженеру станции). Оперативный персонал цеха возглавляет начальник смены цеха. Распоряжения вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала, по вопросам входящим в его компетенцию, обязательны к исполнению подчиненным ему персоналом.

Заместитель начальника котельного цеха по ремонту организует разработку и согласование годовых и перспективных планов ремонтов, реконструкции и модернизации котельного оборудования, приемку оборудования из ремонта и монтажа, контролирует сроки и качество ремонта оборудования.

Персонал цеха осуществляет свою деятельность в соответствии с должностными и производственными инструкциями, утвержденными руководством электростанции.

Подобные схемы организационно-производственного управления цехами приводятся в соответствующей технической и специальной литературе [12, 13].

1.7.3. Организация рабочих мест оперативного персонала ТЭС

Правильная организация рабочих мест оперативного персонала способствует повышению культуры и надежности эксплуатации энергетического оборудования ТЭС. Рабочие места персонала организуются с учетом рекомендаций типовых проектов организации рабочих мест. Рабочие места должны удовлетворять следующим требованиям: безопасности обслуживания; близости аппаратуры управления и приборов контроля; обеспечение нормальных санитарно-гигиенических условий (уровень шума, освещенность, влажность воздуха и его температура, наличие рабочего стола и кресел и т.п.); обеспечение соответствующей технической документацией, в соответствии с перечнем необходимых инструкций, положений, технологических и оперативных схем утвержденных техническим руководством энергопредприятия; обеспечение средствами оперативной связи с рабочими местами структурного подразделения.

Обеспечение соответствующего перечня требований к организации рабочих мест оперативного персонала возлагается на руководящих работников структурных подразделений и энергопредприятий.

1.7.4. Подготовка эксплуатационного персонала ТЭС

Подготовка эксплуатационного персонала электростанций регламентируется ПТЭ, а также Правилами организации работы с персоналом на предприятиях и в учреждениях энергетического производства [14] и включает следующие основные организационные требования: прием на работу осуществляется руководителем предприятия; к управлению оборудованием энергетических установок допускаются лица, прошедшие медицинское освидетельствование, имеющие специальное образование, прошедшие подготовку в объеме требований к занимаемой должности и аттестованные на право работы в этой должности; руководство процессом подготовки, поддержания и повышения квалификации персонала осуществляет главный инженер, а контроль за его осуществлением - руководитель предприятия.

Непосредственный процесс подготовки эксплуатационного персонала по новой должности (профессии) включает следующие основные этапы:

•  вводный инструктаж по безопасности труда проводится со всеми принимаемыми на работу, независимо от их образования, стажа работы по данной профессии или должности. Инструктаж проводит инженер по охране труда или технике безопасности с записью в соответствующей документации;
•  первичный инструктаж на рабочем месте. Проводится ответственным лицом за работу с персоналом в цехе, с оформлением инструктажа в соответствующей документации;
•  стажировка по индивидуальным программам, утвержденным главным инженером энергообъекта. Стажировка - это обучение персонала на рабочем месте под руководством ответственного обучающего лица, после теоретической подготовки или одновременно с ней, в целях практического овладения специальностью, адоптации к объектам обслуживания и управления, приобретения навыков и приемов работы. В процессе стажировки: работник несет ответственность за соблюдение им ПТБ, ППБ (в объеме инструктажей) и режима работы в смене;
•  изучает должностные и производственные инструкций, технологические схемы, конструкцию оборудования; знакомится с практическими навыками обслуживания оборудования, схем. Готовность стажера к проверке знаний должностных и производственных инструкций ПТЭ, ПТБ и ППБ, определяет, в первую очередь, ответственный за подготовку. Допуск к стажировке оформляется распорядительным документом (приказом, распоряжением), при этом указываются сроки стажировки и фамилии лиц, ответственных за проведение стажировки;
•  первичная проверка знаний правил, норм и инструкций по технической эксплуатации, охране труда, промышленной и пожарной безопасности. Первичная проверка знаний руководителей и специалистов должна проводиться не позже 1 месяца со дня назначения их на должность, работников других категорий – в сроки установленные программами и планами их подготовки. Проверку осуществляют комиссии энергообъектов, их структурных подразделений и вышестоящего органа управления. Проверка знаний и допуск к самостоятельной работе рабочих и отдельных категорий специалистов, обслуживающих объекты поднадзорные Госгортехнадзору России, производятся в соответствии с требованиями правил Госгортехнадзора России. Лицо, получившее неудовлетворительную оценку знаний, должно пройти повторную проверку в течении одного месяца. В случае не сдачи экзамена во второй раз, вопрос о соответствии занимаемой должности специалиста решается руководителем согласно трудовому законодательству;
•  дублирование на рабочем месте согласно занимаемой должности (профессии). Дублирование это управление энергоустановкой и несение других функций на рабочем месте дежурного, выполняемых под наблюдением и с разрешения ответственного руководителя. Допуск к дублированию оформляется распорядительным документом с указанием срока дублирования и лица, ответственного за подготовку дублера. За все действия дублера на рабочем месте дежурного отвечает в равной мере как основной работник (руководитель), так и дублер;
•  контрольные противоаварийные и противопожарные тренировки (общие и индивидуальные) проводятся в период дублирования работника, с оценкой результатов и оформлением в соответствующей документации. Количество тренировок и их тематика устанавливается лицом, контролирующим подготовку дублера. Если за время дублирования работник не приобрел достаточных производственных навыков или получил неудовлетворительную оценку по противоаварийной тренировке, допускается продление срока его дублирования, но не более основного срока, и дополнительное проведение контрольных противоаварийных тренировок. Продление сроков дублирования также оформляется распорядительным документом. Если в процессе дублирования будет установлена профессиональная непригодность работника к данной деятельности, он снимается с подготовки и вопрос о дальнейшем его использовании решается в установленном порядке администрацией энергообъекта;
•  допуск оперативного и оперативно-ремонтного персонала к самостоятельной работе. Осуществляется только после инструктажа, стажировки, квалификационной проверки знаний, дублирования и оформления квалификационного удостоверения. Допуск оформляется распорядительным документом (приказом - для оперативных руководителей и распоряжением - для оперативного и оперативно-ремонтного персонала).

Поддержание и повышение квалификации оперативно-диспетчерского персонала в повседневной их работе осуществляется за счет:

1. проведения текущих и периодических инструктажей по ТБ и ПБ;

2. проведения периодической и внеочередной проверки знаний правил, норм и инструкций по технической эксплуатации, охране труда, пожарной безопасности - в сроки, регламентируемые требованиями ПТЭ;

3. проведения контрольных противоаварийных и противопожарных тренировок;

4. проведения специальной подготовки, которая должна проводиться еженедельно с отрывом от выполнения основных функций и составлять от 5 до 20 % рабочего времени. В объем специальной подготовки входят: выполнение учебных производственных операций, противоаварийных и противопожарных тренировок; изучение внесенных в обслуживаемые схемы и оборудование изменений; ознакомление с текущими распорядительными документами по вопросам аварийности и травматизма; обновление и углубление знаний нормативно-технических документов; проработка обзоров несчастных случаев и т.п. Специальная подготовка должна проводиться с использованием эффективных технических средств обучения;

5. непрерывного профессионального обучения на курсах повышения квалификации в объеме и с периодичностью, установленной ПТЭ.

Для качественной подготовки эксплуатационного персонала на энергообъектах должны функционировать специальные обучающие установки (тренажеры, автоматизированные обучающие системы и т.п.) учебно-курсовые комбинаты и другие специальные учебные заведения. К обучению персонала должны привлекаться высококвалифицированные специалисты.

Глава вторая. СТРУКТУРА ОБОРУДОВАНИЯ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СИСТЕМ КОТЕЛЬНОЙ УСТАНОВКИ

2.1. Общие сведения о структуре и принципах работы

Котельная установка ТЭС предназначена для выработки перегретого пара, заданных параметров и соответствующего качества, который используется для привода ротора турбогенератора с целью выработки тепловой и электрической энергии.

На неблочных ТЭС используются, в основном, котельные установки, включающие барабанные котлы с естественной циркуляцией, без промежуточного перегрева пара, эксплуатируемые при низких, средних и высоких давлениях (соответственно: 4; 100 и 140 МПа), и реже используются котельные установки с прямоточными котлами.

Принципиальная технологическая схема котельной установки ТЭС представлена на рис. 2.1. В общем случае, она включает, собственно паровой котел и технологические системы в пределах обвязки котла, обеспечивающие надежную и экономичную эксплуатацию котельной установки во всех режимах ее работы, а именно: система заполнения и питания барабана котла; система мазутопроводов; система газопроводов; система пылеприготовления; система газовоздушного тракта котла; система паропроводов острого пара; система регулирования температуры острого пара; система золошлакоудаления; системы, обеспечивающие водно-химический режим и консервацию котла; системы очистки поверхностей нагрева котла; системы пожаротушения котла.

Кроме того, котельные установки в пределах главного корпуса ТЭС объединяются с общими, так называемыми, общецеховыми и общестанционными технологическими системами, с такими как:

системой главных мазутопроводов, предназначенной для подачи жидкого топлива от мазутонасосной к мазутопроводам котлов;

системой распределительных газопроводов, предназначенной для подачи газообразного топлива от газорегуляторного пункта (ГРП) и к газопроводам котлов;

системой главных паропроводов острого пара, предназначенной для приема от котельной установки острого пара и распределения его на работающие турбогенераторы;

системой растопочных паропроводов, предназначенной для осуществления растопки котлов из различных тепловых состояний;

системой паропроводов собственных нужд, предназначенной для обеспечения соответствующих технологических систем котельной установки (мазутопроводов, очистки поверхностей нагрева, пожаротушения и т.д.) паром;

системой трубопроводов питательной воды, предназначенной для обеспечения котла водой соответствующей температуры и качества;

системой технического водоснабжения, предназначенной для охлаждения механизмов, различных устройств, пожаротушения и т.д;

системой сбора пароводяных технологических протечек котла (с непрерывной и периодической продувок; с пробоотборных точек; с дренажей трубопроводов котла и т.п.), предназначенной для утилизации тепловых потоков и повышения экономичности работы ТЭС;

системой сливных каналов золошлакоудаления, в случаях использования на ТЭС твердого топлива;

системой трубопроводов подачи химических реагентов (аммиака, гидразина, фосфатов и т.п.) для ведения водно-химического режима, консервации котлов и т.д.

Рис. 2.1. Принципиальная технологическая схема котельной установки не блочной ТЭС

          Обозначение элементов и систем котла.

    Обозначение общественных (общецеховых) технологических систем.

          Обозначение технологических систем котельной установки.

          Сливной канал гидрозолошлакоудаления.

Б – барабан котла; ГРП – газорегуляторный пункт; ГВ – горячий воздух; ДВ – дутьевой вентилятор; ДС – дымосос; ДРГ – дымосос рециркуляции дымовых газов; ЗУ – золоулавливающее устройство; КГПВ – коллектор горячей питательной воды; КХПВ - коллектор холодной питательной воды; К.О.П. – коллектор острого пара; К.С.Н. – паровой коллектор собственных нужд; КШ – конвективная шахта; КУ – конденсационная установка; КК – калориферы котла; МНС – мазутонасосная станция; ОП – охладители пара впрыскивающего типа; ПЭН – питательный насос; ПК – поворотная камера котла; РР – растопочный расширитель; РБ – растопочный барботер; РРОУ – растопочное редукционно-охладительное устройство; РНП – расширитель непрерывной продувки; РПП – расширитель периодической продувки; РДМ, РДГ – регулятор давления: мазута, газа; РПТТ – регулятор подачи количества твердого топлива; СУП – сниженный узел питания котла; СПВ – слабо подогретый воздух; Т – топка котла.

На примере рис. 2.1, рассмотрены структура и технологические связи котельной установки с общестанционными и общецеховыми технологическими системами. Исходя из требований надежности, котельная установка должна эксплуатироваться в строго регламентируемых режимах. Подробная информация об эксплуатационных режимах котла будет изложена в специальном разделе курса. Однако краткое ознакомление с принципами обслуживания технологических систем и управления котельной установкой, осуществим на примере разбора основных операций выполняемых оперативным персоналом при пуске котла из холодного состояния.

Основные операции при пуске котельной установки включают следующее. В начале оперативный персонал выясняет возможность организации пуска котельной установки, на основании контроля: соответствия нормам критериев тепломеханического состояния элементов котельной установки; отсутствия дефектов и ремонтного персонала на пускаемом котле; наличия топлива, воды для растопки и др.

Далее организуется обход оборудования котельной установки с целью визуального контроля комплектности и исправности элементов парового котла, технологических схем и подготовки водяного тракта котла к заполнению.

При отсутствии замечаний, водяной тракт котла (опускные и подъемные трубы, нижние коллектора и барабан) заполняется водой, соответствующей температуры и качества, до заданного уровня, контролируемого в барабане котла. Процесс заполнения котла строго регламентируется соответствующими инструкциями и, в зависимости от теплового состояния котла (горячий, холодный или неостывший), осуществляется ''горячей'' или ''холодной'' питательной водой или используется вода из системы сбора пароводяных технологических протечек, к примеру: вода с дренажных баков; котловая вода с баков слива из котлов и т.п. При этом используется технологическая система заполнения и питания котла (к примеру, заполнение осуществляется по схеме КХПВ-СУП – экономайзер первой ступени – КУ - экономайзер второй ступени – барабан котла).

При простое котла перед пуском более трех суток, в полном объеме проверяется исправность защит и блокировок задействованных на котельной установке.

Далее осуществляется подготовка парового тракта котла. Суть подготовки состоит в том, чтобы выставить в соответствующее положение (''открыто'' или ''закрыто'') запорную и регулирующую арматуру на элементах перегревательного тракта и паропроводах котла (т.е. на основных и дренажных трубопроводах, воздушниках, байпасах, импульсных трубах для подключения контрольно-измерительных приборов и т.д.), тем самым, обеспечиваются равномерный прогрев паропроводов и других элементов котла (барабана, экранов, пароперегревательных поверхностей и т.д.), а также регламентируемые скорости подъема параметров (температуры, давления, расхода) перегретого пара до значений, позволяющих использовать полученный пар в турбине.

На следующем этапе готовится и включается в работу система газовоздушного тракта, а именно, включаются в работу дымососы (ДС) и рабочая среда из газового тракта котла выносится через дымовую трубу в атмосферу. Далее включаются в работу дутьевые вентиляторы (ДВ) и, забираемый ими, воздух подается через калориферы котла, воздухоподогреватель и топочные горелки - в топку. Устанавливается соответствующий совместный режим работы дымососов и дутьевых вентиляторов при котором, для котлов с уравновешенной тягой, газоходы и верх топки котла ставят под соответствующее разряжение. В случаях использования газоплотных котлов, предназначенных для работы под наддувом, газоходы котлов ставят под давление, а дымососы, если они смонтированы в схеме, в работу не включают.

Далее готовятся технологические схемы подачи топлива в котел. При растопке котла используется газовое топливо (в основном природный газ) или жидкое (мазут).

В случаях использования газового топлива, подготавливаются газопроводы котла. Подготовка заключается, в основном, в контроле исправности элементов схемы (арматуры, газопроводов, контрольно-измерительных приборов, и т.п.) и работоспособности системы автоматической защиты. Завершается подготовка тем, что газопроводы котла ставятся под рабочее давление газа и, с этого момента, возможна подача газа в топку котла. Особенностью выполнения этой операции является то, что не допускается заполнение газопроводов котла газом при отсутствии, так называемой, вентиляции топки, т.е. при отсутствии определенного расхода воздуха через газовую часть котла.

В случаях использования жидкого топлива, аналогичным образом готовится технологическая схема мазутопроводов в пределах котла. Завершается подготовка тем, что в мазутопроводах котла организуется циркуляция мазута, за счет которой, его температура доводится до номинальной. Устанавливается также необходимое количество растопочных мазутных форсунок в топку котла и, с этого момента, возможна подача мазута для растопки котла.

Рассмотренные выше операции при пуске котельного агрегата характеризуются как подготовительные. Далее следует растопка котла и подъем параметров перегретого пара до значений, позволяющих использовать выработанный пар в турбине. Подготовленное к сжиганию топливо и воздух, служащий окислителем, в заданном соотношении подают через горелки в топку котла и воспламеняют от источника открытого огня, факела или запального устройства. Количество подаваемого топлива на этапе розжига котла регулируют, в основном, количеством подключенных газовых горелок или мазутных форсунок, а расход воздуха и необходимое давление (разрежение) в топке и газоходах котла регулируют соответствующей загрузкой дутьевого вентилятора и дымососа. Выделяемая при сгорании топлива теплота расходуется на нагрев воды и превращения ее в насыщенный пар. Это осуществляется в экранных (иногда они называются подъемными) трубах, из которых пароводяная смесь поднимается в барабан котла. В верхней части барабана она разделяется в специальных устройствах на пар и воду. Вода снова используется в, так называемом, циркуляционном контуре котла, а пар, после отделения и промывки в специальных устройствах, поступает в подогревательные поверхности и далее в систему паропроводов острого пара котельной установки. Выработанный на этапе растопки, перегретый пар в зависимости от его качества и параметров может сбрасываться по сбросной схеме, через растопочные расширитель и барботер, в каналы промливневой канализации. Или же используется на  собственные нужды станции, пройдя через растопочное редукционно-охладительное устройства (РРОУ). И только при достижении соответствующего качества и параметров, выработанный котлом перегретый пар может быть подан на турбину. Подъем параметров пара на котле после его растопки осуществляется в соответствии с требованиями, так называемых, графиков-заданий пусков, согласно которых периодически форсируется топочный режим котла, т.е. увеличивается подача топлива в топку, за счет дополнительного розжига горелок (форсунок) и увеличения давления подаваемого топлива, с адекватным изменением производительности дутьевых вентиляторов и дымососов. По мере сжигания топлива, увеличивается отпуск растопочного пара с котла, что является причиной снижения уровня воды в барабане. Для его поддержания в заданных пределах осуществляется вначале периодическая, а затем постоянная подача питательной воды по схеме питания котла. Кроме того, осуществляется контроль водно-химического режима котла, и проводятся мероприятия, обеспечивающие требуемое качество перегретого пара (организация продувок котла; ввод реагентов и др.). Для котлов приспособленных к  сжиганию твердого топлива, осуществляется подготовка к работе систем пылеприготовления и в соответствии с производственной инструкцией, производится включение их в работу. Также осуществляется контроль и регулирование температуры перегретого пара. Существует несколько способов и технологических схем регулирования температуры пара. В современных котельных установках неблочных ТЭС чаще используется паровой способ, с применением впрыскивающих пароохладителей. В качестве охлаждающей среды используется собственный конденсат, получаемый в конденсационной установке котла. В режимах растопки может использоваться также питательная вода.

При достижении соответствующей паропроизводительности котла и параметров перегретого пара, близких к параметрам параллельно работающих котлов, на некоторое время стабилизируется топочный режим и контролируется тепломеханическое состояние и воднохимический режим котла. Далее осуществляется включение котла в систему главных паропроводов острого пара, т.е. растопленный котел включается в параллельную работу с другими работающими котельными установками. На данном этапе оперативным персоналом выполняются соответствующие организационные и технические мероприятия, исключающие нарушения тепломеханического состояния главных паропроводов и аварийные отключения основного и вспомогательного оборудования, связанные с выполнением этой операции. Включение котельной установки в главные паропроводы острого пара является завершающей операцией режима пуска котла.

Последующий за пуском этап, характеризуется как режим эксплуатации котельной установки в регулировочном диапазоне нагрузок.

Более подробная оперативно-значимая информация о структуре, требованиях НТД, принципах эксплуатации перечисленных выше технологических систем входящих в котельную установку, излагается в последующих разделах главы.

2.2. Назначение и конструкция основных элементов парового котла

Паровой котел является основным элементом, входящим в котельную установку. Он представляет собой устройство, имеющее топку, обогреваемое продуктами сжигаемого в ней топлива и предназначенное для получения пара с давлением выше атмосферного, используемого вне самого устройства [9].

Основными элементами парового барабанного котла являются: каркас, барабан, топочная камера, переходный газоход, опускной газоход, поверхности нагрева, обмуровка. Кроме перечисленных элементов паровые котлы имеют золоулавливающие установки, механизированные системы шлакоудаления, устройства регулирования температуры перегретого пара, предохранительные устройства топок и газоходов, предохранительные устройства пароперегревательных поверхностей и паропроводов перегретого пара, устройства защиты экономайзера и пароперегревателя, гарнитуру, приборы контроля тепломеханического состояния элементов котла и др.

Правилами устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов регламентируются требования, предъявляемые к конструкции котлов и их основных частей, которыми устанавливается следующее:

•  конструкция котла и его основных частей должна обеспечивать надежность, долговечность и безопасность эксплуатации на расчетных параметрах в течение расчетного ресурса безопасной работы котла (элемента), принятого в технических условиях;
•  конструкция и гидравлическая схема котла должна обеспечивать надежное охлаждение стенок элементов, находящихся под давлением. Температура стенок элементов котла не должна превышать величины принятой в расчетах на прочность;
•  конфигурация размещенных в газоходах труб, отводящих рабочую среду из экономайзера, должна исключать возможность образования в них паровых мешков и пробок;
•  конструкция котла должна обеспечивать возможность равномерного прогрева и свободного теплового расширения его элементов. Для контроля за перемещениями элементов котла при тепловом расширении в соответствующих точках, указанных в проекте котла, должны быть установлены указатели перемещения (реперы);
•  конструкция котла должна обеспечивать возможность удаления воздуха из всех элементов, находящихся под давлением, в которых могут образовываться воздушные пробки при заполнении котла водой;
•  устройство газоходов котла должно исключать возможность образования взрывоопасного скопления газов, а также обеспечивать необходимые условия для очистки газоходов от отложений продуктов сгорания.

Далее рассмотрим эксплуатационно-значимую информацию об основных элементах парового барабанного котла.

2.2.1. Каркас парового котла

Каркас парового котла - воспринимает массовую нагрузку котла и используется для крепления поверхностей нагрева и других элементов (площадок обслуживания, лестниц, обмуровки, трубопроводов, воздуховодов и т.п.).

Каркас представляет собой стальную пространственную конструкцию, опирающуюся на опорные плоскости железобетонных фундаментов. Основными элементами каркаса являются вертикальные колонны, горизонтальные несущие балки, балки-связи для установки площадок обслуживания и ригеля. Для уменьшения термических напряжений основные несущие элементы каркаса располагаются за пределами газоходов и их обмуровки.

При обслуживании котла эксплуатационный персонал обязан контролировать отсутствие недопустимого разогрева и целостность элементов каркаса при проведении ремонтных и других работ на котле.

2.2.2. Барабан котла

Барабан котла - является одним из наиболее ответственных элементов, предназначенный для сбора и раздачи рабочей среды, для отделения пара от воды, очистки пара и обеспечения запаса воды в контуре циркуляции котла. Барабан объединяет парообразующие, пароотводящие и опускные трубы и является необогреваемым элементом котла.

Барабаны котлов делятся на сварные, имеющие продольные сварные швы и цельнокованые, без продольных швов [15].

Паровые котлы конструируются с одним или двумя барабанами. При двухбарабанной конструкции парового котла, различают основной и разделительный барабаны. Разделительный барабан, как правило, изготовляется меньшего диаметра по сравнению с основным, устанавливается выше уровня воды в основном барабане и соединен с экранными (подъемными) трубами, по которым, при работе котла, в разделительный барабан поступает пароводяная смесь. Основной барабан соединен с разделительным – нижним пучком перепускных труб, по которым поступает вода из разделительного барабана, и верхним пучком, по которому поступает пар. С основного барабана насыщенный пар поступает в пароперегревательные поверхности нагрева, а вода – в опускные трубы.

Во всех котлах, в том числе и в двухбарабанных, предусматривается наличие и контроль уровня воды лишь в одном барабане – основном. Исключением является лишь несколько типов котлов.

Основное преимущество двухбарабанной схемы по сравнению с однобарабанной усматривалось в том, что при последовательном прохождении пара через два барабана эффективнее осуществляется осушка насыщенного пара и, за счет снижения величины уноса влаги в перегревательный тракт котла, повышается качество перегретого пара. В тоже время следует отметить, что двухбарабанные котлоагрегаты проектировались в основном до 1955 года. Современные барабанные котлы высокого и сверхвысокого давлений изготовляются, как правило, однобарабанными и требуемое качество перегретого пара обеспечивается установкой барабанов внутренним диаметром 1600-1800 мм и применением эффективных внутрикотловых устройств.

Внутрикотловые устройства включают в себя сепарационные и паропромывочные конструкции, размещаемые внутри барабанов котла, и элементы схемы ступенчатого испарения (перегородки в барабанах; выносные циклоны; продувочные устройства и др.). Разбор и анализ схем и конструкций внутрикотловых устройств более подробно рассматривается в соответствующей литературе [8, 16].

Барабан котла крепится к каркасу котлоагрегата на специальных подвесках или опорных подушках. Современные конструкции котлоагрегатов большой паропроизводительности предусматривают установку барабанов на подвижных опорах, расположенным по их краям, и обеспечивающих их тепловое расширение в эксплуатационных условиях. Подвижные опоры состоят из трех частей: верхней подушки, прикрепляемой к нижней образующей барабана специальных шпильках или на сварке;.роликов – устанавливаемых в специальной обойме; нижней подушки, устанавливаемой на несущих балках каркаса котлоагрегата на болтовых соединениях. Причем, ролики устанавливаются между верхними и нижними подушками.

Следует отметить, что барабан котла имеет достаточно сложную, так называемую, обвязку. Он, как отмечалось ранее, объединяет парообразующие, пароотводящие и опускные трубы котла. Кроме них, имеются врезки трубопроводов подачи питательной воды, реагентов, насыщенного пара с других котлоагрегатов и др. Необходимо учитывать и то, что барабан является самым металлоемким элементом котла. Вследствие этого, тепломеханическое состояние барабана в большинстве случаев имеет определяющее значение при эксплуатации котла, особенно: в режимах пуска, останова; при содержании котла в состояние резерва, консервации.

Для контроля тепломеханического состояния, барабаны котлов оборудуются:

•  указателями уровня воды прямого действия. Количество и места установки указателей уровня воды в котле, в том числе со ступенчатым испарением в барабанах или с выносным циклоном, определяется организацией, проектирующей котел. Требования к указателям уровня воды определены правилами устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов;
•  приборами контроля температуры металла барабана (до шести точек по верху и низу барабана) и температуры рабочей среды на пароотводящих и водоопускных трубах барабана [17];
•  приборами контроля давления, прямого действия;
•  приборами контроля теплового расширения барабана (реперами);
•  устройствами для удаления воздуха (воздушниками);
•  штуцерами для отбора проб воды и пара;
•  штуцерами для подключения импульсных линий и контрольно-измерительных приборов непрямого действия;
•  предохранительными устройствами. На барабанах паровых котлов с рабочим давлением более 4 МПа должны устанавливаться импульсные предохранительные клапана [9];
•  устройствами для разогрева барабана при растопке котла;
•  тепловой изоляцией и окожуховкой. Эксплуатация котла, при нарушении целостности тепловой изоляции барабана – не допускается.

При обслуживании барабана котла оперативный персонал, в общем случае, обязан контролировать исправность элементов обвязки (импульсных линий к КИП, импульсных предохранительных клапанов, уравнемерных стекол, тепловой изоляции и окожуховки) и тепломеханическое состояние барабана (разницу температур по контрольным точкам, расширение барабана, уровень и давление в барабане).

2.2.3. Топочная камера

Топочная камера – предназначена для эффективного сжигания пылевидного твердого и распыленного жидкого или газообразного топлива, т.е. для превращения химической энергии исходного горючего вещества в тепловую энергию продуктов сгорания. Часть этой энергии передается радиацией, непосредственно в топке, рабочей среде экранных поверхностей. Остальная часть в виде теплоты продуктов сгорания покидает топочную камеру и используется в последующих конвективных поверхностях нагрева [18].

Топочная камера энергетического котла представляет собой объемное устройство прямоугольного и квадратного сечения, имеющее в верхней части газовое окно для выхода продуктов сгорания, а в нижней, так называемый, под или холодную воронку.

Топочные камеры оборудуются горелочными устройствами, летками для эвакуации золы или шлака, лазами, гляделками, обдувочными аппаратами и др. Стены топочной камеры, под или холодная воронка – плотно прикрываются топочными экранами (экранными трубами). В топочной камере размещают также потолочные радиационные пароперегреватели, трубы которых подвешиваются с помощью тяг к расположенным выше балкам каркаса, а обмуровка свободно лежит на трубах. Таким образом, топочная камера парового энергетического котла является эффективной поверхностью нагрева радиационного типа.

Общая классификация топочных камер представлена на рис. 2.2 Разнообразие конструкций топочных камер вызвано тем, что топочные процессы в котельном агрегате определяют паропроизводительность, экономичность и надежность котельной установки. Поскольку, энергетические топлива применяемые не тепловых электростанциях, имеют различные характеристики (состав, теплота сгорания, выход летучих, зольность, влажность, вязкость и др.) эффективность их использования и эффективность котельной установки в целом во многом зависит от конструкции топочной камеры и топочных устройств.

Основными критериями для оценки работы топки служат:

теплонапряжение топочного объема ;

температура газов на выходе из топки  

потеря тепла от химической неполноты сгорания топлива (q3);

потеря тепла от механической неполноты сгорания топлива (q4).

Первые два фактора определяют пределы надежной работы топки по условиям шлакования, последние – характеризуют экономичность процесса горения топлива.

В соответствии с рис. 2.2, топочные камеры классифицируются по различным признакам:

1) по виду сжигаемого топлива – на топки для сжигания газового и жидкого топлива (мазутные, газовые, газомазутные) и топки для сжигания пылевидного топлива. Конструктивной особенностью топок для сжигания газового и жидкого топ-

Рис. 2.2 Классификация топочных камер паровых энергетических котлов

лива является наличие в нижней части топки горизонтального или слабонаклонного пода. Следует отметить, что на современных энергетических паровых котлах крайне редко выполняются топочные камеры, предназначенные только для сжигания газа, или только для сжигания мазута. Чаще изготовляются и используются газомазутные топочные камеры, в которых осуществляется раздельное (в разных топочных устройствах) сжигание газа и мазута, т.к. при совместном сжигании возрастают потери от химической неполноты сгорания.

2) по способу удаления шлака – на топки с твердым и жидким шлакоудалением. Отличительными конструктивными особенностями топок с твердым шлакоудалением являются: открытые экраны по всей высоте топки и наличие холодной воронки. Для топок с жидким шлакоудалением характерно наличие закрытых, огнеупорной тепловой изоляцией, экранов в зоне интенсивного горения и горизонтального или слабонаклонного, к центру топки, пода с шлаковой леткой. Для обеспечения жидкого шлакоудаления, чтобы температура газов у стен нижней части топки и в районе пода была выше температуры текучести шлака. А температура газов на выходе из топки, для топок с твердым и жидким шлакоудалением, должна быть ниже температуры начала деформации золы (т.е. V''  t1) во избежание шлакования труб конвективных поверхностей нагрева.

3) по конфигурации различают – открытые, т.е. без изменения сечения по высоте топки, и полуоткрытые (с пережимом сечения) топки. Полуоткрытые топки используются для повышения эффективности работы котлов с жидким шлакоудалением.

4) по числу топочных камер – на однокамерные и многокамерные. Причем, к многокамерным относятся также и циклонные топки. Многокамерные топки используются для котлов с жидким шлакоудалением и газомазутных котлов, при этом обеспечивается: наиболее полное сжигание топлива; высокая степень улавливания шлака (до 85-90 %); более широкий диапазон устойчивого удаления жидкого шлака (до 40-50 % от номинальной нагрузки котла); повышение маневренности тепловой работы топки при переходе с мазута на природный газ и наоборот.

Следует отметить, что применение многокамерных, а именно циклонных топок для газомазутных котлв, является более дорогим решением по сравнению с однокамерными топками. Более рациональным решением, обеспечивающим уменьшение температур факела, локальных тепловых потоков на топочные экраны, снижение выхода окислов азота, - является применение подовых горелок, в открытой топочной камере, с регулированием степени крутки вторичного воздуха, что и способствует выравниванию температур газов на выходе из топки при сжигании газа и мазута.

5) по интенсивности тепловыделения в топке, различают – факельные и вихревые топочные камеры. Мерой интенсивности тепловыделения является – температура факела в топке. В вихревых топках обеспечивается повышенная турбулизация горючей смеси в зоне интенсивного горения, в результате чего активизируются реакции окисления горючей части топлива и происходит рост тепловыделения в единице объема топки. Конструктивно вихревые топки выполняются с циклонными предтопками либо с выделенными вихревыми камерами и предназначены для эффективного сжигания твердого топлива, для котлов с жидким шлакоудалением, а также газа и мазута в газомазутных котлах.

Основными эксплуатационными показателями, характеризующими работу топочных камер, являются:

1) температура газов на выходе из топки. Данный показатель отражает степень охлаждения топочной камеры, качество топочного режима и, косвенно, степень загрязнения экранов наружными отложениями. По уровню температуры топочных газов, в режимах пуска котельной установки, контролируют величину стартового расхода топлива, интенсификации пуска и исключению пережога пароперегревательных поверхностей нагрева котла. В режимах аварийного останова котла по температуре газов на выходе из топки контролируется эффективность продувки пароперегревательных поверхностей нагрева для исключения их пережога. Кроме того, для всех котлов использующих для сжигания твердое топливо контролируется температура газов покидающих топку, которая должна быть ниже температуры начала деформации золы, во избежание шлакования труб на входе в конвективные поверхности котла;

2) коэффициент избытка воздуха на выходе из топки (αт''). Доля избыточного воздуха в топке зависит от сорта топлива, способа его сжигания и конструкции топочного устройства. Твердое топливо с большим выходом летучих веществ относится по условиям горения к высоко реакционным топливам, оно легче воспламеняется, быстрее горит и для его сжигания требуются меньшие избытки воздуха, чем для топлив с малым выходом летучих. Сжигание мазута и газового топлива требует также меньше избытков воздуха. Разный избыток воздуха нужен при сжигании одного и того же топлива, но в разных топочных устройствах (например, в прямоточной или вихревой топочной камере) отличающихся эффективностью перемешивания. Согласно норм теплового расчета котельных агрегатов коэффициент избытка воздуха для различных топлив принимают в следующих пределах:

для твердых топлив - (1,15-1,25);

для жидких топлив - (1,02-1,03);

для газовых топлив - (1,05-1,1);

Уменьшение избытка воздуха дает экономию расхода энергии на тягодутьевых машинах и повышает КПД котла. Однако его снижение ниже расчетного значения ведет к быстрому росту недожога топлива и снижению экономичности котла;

3) равномерность распределения температуры по ширине топочной камеры котла. Данный показатель имеет важное значение для лучшего использования поверхностей нагрева котла, предупреждения температурных перекосов, уменьшения химической и механической неполноты сгорания. К примеру, в режиме пуска котла неравномерность распределения температуры в топочной камере, в первую очередь, ведет к неравномерности обогрева и снижению надежности циркуляции рабочего тела в экранных поверхностях нагрева, а также к возникновению разности температур металла барабана и появления в его стенках дополнительных температурных напряжений, что, в конечном итоге, служит основной причиной ограничения скорости растопки котла. При эксплуатации котла в регулировочном диапазоне нагрузок, тепловой перекос в топке вызывает повышение температуры отдельных витков пароперегревателя выше допустимых пределов, что может быть причиной ограничения паровой нагрузки котла. Таким образом, основными эксплуатационными мероприятиями, обеспечивающими равномерность распределения температуры газов в топочной камере, могут быть: равномерное или симметричное зажигание растопочных горелок по периметру топки; розжиг большего числа горелок, соответственно при меньшей производительности каждой из них; торирование, подбор и регламентируемая очередность включения растопочных горелок; недопущение шлакования и нарушения защитных оболочек экранов; обеспечение равномерного заполнения факелом топочной камеры и т.п.

4) число работающих горелок и количество подаваемого топлива в топку. Тепловой режим топки должен соответствовать заданному режиму работы котельной установки. Не допускается превышение предельных теплонапряжений в топке. Контроль уровня теплонапряжений ведут комплексно по показаниям: температуры газов на выходе из топки, количеству подаваемого в топку топлива, паропроизводительности котла, отсутствию шлакования топки;

5) давлению в топочной камере. Различают топочные камеры, эксплуатируемые под избыточным давлением или под разряжением. Следует отметить, что большинство топочных камер эксплуатируются под разряжением. Разряжение поддерживается в верхней части топки на уровне (2-5) мм. в. ст. Топочные камеры, предназначенные для работы под давлением, выполняются (как и другие элементы газового тракта котла) в так называемом газоплотном варианте;

6) количество золы (шлака) оседающей в топке. Чем больше негорючих примесей топлива осаждаются в топочной камере в виде золы и шлака, тем более благоприятно это сказывается на работе котельного агрегата, так как уменьшается золовой износ и, как правило, занос золой конвективных поверхностей нагрева;

7) содержание горючих в шлаке и уносе характеризующих механический недожог. Следует помнить, что содержание горючих в уносе, помимо повышения потери тепла q4, вызывает сильный износ конвективных поверхностей нагрева;

8) чистота наружных поверхностей экранных труб. Определяет надежность и экономичность работы котла. Наружные загрязнения экранных труб могут быть одной из причин ограничения паровой нагрузки котла;

9) степень использования рециркуляции дымовых газов. Подача рециркулирующих дымовых газов может производиться в нижнюю или верхнюю часть топки, или же в газоход перед пароперегревателем. Выбор того или иного решения зависит от ряда условий и целей применения рециркуляции. Для повышения температуры перегретого пара или подавления окислов азота, рециркулирующие дымовые газы подаются в нижнюю часть топки (в холодную воронку или горелки). Подача рециркулирующих газов в верхнюю часть топки не оказывает существенного влияния на работу топочной камеры, но обеспечивает снижение температуры газов на выходе из топки и используется для снижения температуры перегретого пара или как способ борьбы со шлакованием фестона и перегревательных поверхностей нагрева. При этом экономические показатели котельной установки при использовании рециркуляции дымовых газов практически во всех случаях снижаются.

С точки зрения эксплуатации топочных камер, можно выделить также ряд практических выводов касающихся повышению бесшлаковочной мощности, экономичности и, в целом, надежности работы котельной установки при изменении качества топлива, а именно:

1) котла при увеличении зольности твердого топлива, необходимо снижать тепловое напряжение топки, за счет: своевременной очистки поверхностей нагрева топки от наружных загрязнений; поддержания оптимального избытка воздуха, при котором потери тепла с химической неполнотой сгорания топлива q3 и потери тепла с уходящими газами q2 были бы минимальными; обеспечения хорошей аэродинамики в топке, при которой достигается также уменьшение химического недожога топлива q3; правильного соотношения подачи первичного и вторичного воздуха к топочным горелкам.

Бесшлаковочная мощность котла такая, при которой процесс горения происходит нормально – с отсутствием прогрессирующего шлакования при обычной расшлаковке и обдувке поверхностей нагрева топки.

2) при переходе котла на топливо с более прозрачным пламенем тепловосприятие в топке обычно уменьшается, следовательно, паропроизводительность котла снижается, а температура перегретого пара растет.

К сведению пламя газообразного топлива прозрачнее, чем при сжигании мазута, а пламя антрацита и тощих углей прозрачнее, чем углей, богатых летучими (каменных и бурых углей, торфа).

3) при сжигании газообразного топлива, мазута и твердого топлива, обладающего тугоплавкой золой, паропроизводительность котла ограничивается величиной потерь тепла с химическим и механическим недожогом топлива. В этом случае наибольшая паропроизводительность и экономичность котла достигается за счет поддержания оптимальных избытков воздуха, правильного соотношения подач первичного и вторичного воздуха, обеспечения хорошей аэродинамики топки.

2.2.3.1. Горелочные устройства

Назначение горелочных устройств (горелок) заключается в организации подачи энергетического топлива и воздуха в топочную камеру, в необходимых пропорциях, и создания в ней процесса горения, обеспечивающего полный выжиг подаваемого топлива. В этом смысле задачи горелочных устройств и топочных камер едины и должны решаться комплексно.

Горелки являются важным элементом топочного устройства. От их работы и размещения в топке зависит характер смесеобразования, что в сочетании с аэродинамикой топочной камеры определяет интенсивность воспламенения, скорость и полноту сгорания, а, следовательно, тепловую мощность и эффективность топки. Выбор типа и единичной мощности горелочных устройств и их компоновка оказывает решающее влияние на работу паровых котлов. Горелочные устройства позволяют управлять длиной и другими геометрическими параметрами факела, а также степенью заполнения им топочного объема.

В общем случае, к горелочным устройствам энергетических котлов предъявляются следующие требования:

обеспечение устойчивости горения – характеризуемой отсутствием ''проскока'' пламени в горелку или отрыва пламени факела, т.е. его погасание. Поскольку, горючая смесь выходит из горелочных устройств со скоростью более 20 м/сек, а скорость распространения пламени невысока, то проскок пламени практически невозможен, но отрыв реален, и необходимо принимать меры к его недопущению, как конструктивные, так и организационные при эксплуатации горелочных устройств;

обеспечение эффективного смесеобразования топлива с подаваемым в горелку (топку) воздухом, что способствует быстрому воспламенению горючей смеси и более полному сгоранию топлива;

малое сопротивление по первичному и вторичному воздуху, способствующее минимизации энергетических затрат на привод тягодутьевых механизмов;

широкий диапазон регулирования производительности горелочных устройств и положения факела в топке. С точки зрения эксплуатации необходимо, чтобы регулировочный диапазон изменения нагрузок котла обеспечивался без отключения горелочных устройств, даже при работе на минимально-допустимой нагрузке. При этом, исключался бы как проскок пламени в горелку или пульсация при работе на минимальной нагрузке, так и отрыв пламени при работе на номинальной (максимальной) паровой нагрузке котла. Кроме этого, для случаев регулирования температуры перегретого пара и исключения шлакования поверхностей нагрева, необходимо иметь также конструктивные элементы в горелочных устройствах позволяющие управлять положением факела в топке;

надежность работы горелочных устройств – характеризуется, в основном, конструктивной прочностью, термической стойкостью и отсутствием отложений или забивания топливом элементов горелочного устройства;

простота конструкции, технологичность изготовления, ремонта и обслуживания горелочных устройств. В конструкции горелки должны быть предусмотрены специальные гляделки, для контроля пламени, и лючки или специальные разъемы для ревизии и очистки внутренних устройств горелки.

Следует отметить, что для надежности и экономичности работы, топки и котла в целом решающее значение имеет компоновка горелочных устройств. Различают: однофронтальное, встречное, встречносмешенное, угловое встречное, угловое тангенциальное и подовое расположение горелочных устройств. Горелочные устройства могут размещаться в один, два, три и более ярусов. Более подробная информация о преимуществах той или иной компоновки горелок дается в соответствующей литературе [8, 15, 16, 18, 19].

Горелочные устройства классифицируют по разным признакам. По виду подаваемого для сжигания топлива, различают горелки: газовые; мазутные; пылеугольные; комбинированные, среди которых различают: газомазутные, пылегазовые, пылемазутные, пылегазомазутные.

Газовые горелки по характеру смешения потоков воздуха и газа разделяются на две группы: с внешним и внутренним смесеобразованием. В горелках с внешним смесеобразованием встреча потоков воздуха и газа осуществляется вне горелки, на выходе из амбразуры. В горелках с внутренним смесеобразованием, организуется предварительное перемешивание потоков воздуха и газа в пределах самой горелки, т.е. до воспламенения горючей смеси.

Непосредственно подвод газа может осуществляться в центр горелки – центральный подвод, или же по периферии – периферийный подвод газа.

Известно, что природные газы, содержащие углеводороды, могут гореть светящимся или несветящимся факелом (беспламенное горение) в зависимости от конструкции горелки и условий смешения газа с воздухом. При этом, полнота сгорания газа может быть достигнута как при несветящемся, так и при светящемся пламени при соответствующей конструкции горелок. Так, конструкции газовых горелок с внешним смесеобразованием дают светящийся факел, причем, лучшие результаты достигаются при центральном вводе газа. Конструкции горелок с внутренним смесеобразованием дают несветящийся факел, и лучшие результаты достигаются при периферийном подводе газа.

Следует отметить, что в качестве режимного критерия характеризующего экономичность сжигания газа может служить соотношение  динамических напоров воздуха и газа:

;

где n – безразмерный параметр;

yГ – плотность воздуха и газа;

В, Г – соответственно, скорости воздуха и газа в расчетных сечениях.

Причем, для горелок с внешним смесеобразованием оптимальное отношение n  1, а для горелок с внутренним смесеобразованием n  0,1.

В условиях эксплуатации необходимо учитывать также различия при сжигании газа светящимся и несветящимся факелом. При светящемся факеле радиационное тепловосприятие экранами сравнительно велико, что уменьшает температуру топочных газов на выходе из топки и ведет к понижению температуры перегретого пара. При несветящемся факеле радиационное тепловосприятие экранов значительно меньше, и это ведет к повышению температуры на выходе из топки, к более интенсивному конвективному теплообмену и росту температуры перегретого пара. Поскольку избытки воздуха в этом случае пониженные – потери с уходящими газами снижаются. Однако при использовании горелочных устройств формирующих несветящийся факел должно быть обеспечено хорошее предварительное смешение газа с воздухом до его воспламенения. При невыполнении этого условия метан и тяжелые углеводороды попадая в зону высоких температур разлагаются, с выделением углерода в виде сажи. Горение в топке затягивается, а пламя становиться светящимся и коптящим. В этом случае, для поддержания на соответствующем уровне температуры перегретого пара и улучшения топочного режима, необходимо повысить избытки воздуха, что и приводит к снижению экономичности работы котельной установки из-за увеличения потерь с уходящими газами и от химической неполноты сгорания.

Мазутные горелки в общем случае, представляют собой устройства, включающие центробежные форсунки и специальные завихривающие элементы, называемые воздушными регистрами.

Центробежные мазутные форсунки предназначены для тонкого распыления мазута и, в зависимости от способа распыления, классифицируются как: механические, паровые, паромеханические, ротационные.

Механические форсунки являются наиболее распространенным видом форсунок. Распыл мазута в них обеспечивается за счет подачи его под избыточным давлением (2,5-4,5 МПа) в вихревую камеру форсунки и выходом закрученной массы мазута через узкое отверстие – сопло. При этом создается интенсивно вращающийся вихрь, истечение жидкого топлива из сопла происходит в виде пленки с большой скоростью (до 80 м/сек) и в виде широко расходящегося конуса. Толщина вытекающей пленки составляет около 0,2…0,4 диаметра сопла. Пленка на выходе из сопла растягивается, утоняется, и под действием динамических колебаний разрушается на капли, которые при повторных соударениях еще более измельчаются и по мере испарения – пары топлива сгорают. Производительность механических форсунок может быть доведена до нескольких тонн мазута в час. К основным достоинствам механических форсунок следует отнести: простоту конструкции, несложность изготовления, сравнительно небольшой расход энергии на подачу и распыл мазута. Основным недостатком механических форсунок следует считать – ограниченный диапазон регулирования производительности (не более 40 %) за счет снижения давления мазута перед форсункой. При большем снижении производительности распыл мазута существенно ухудшается, образуется много крупных капель и происходит неполное сгорание топлива. Механические форсунки преимущественно применяются на котлах использующих в качестве основного топлива – мазут.

В паровых форсунках распыление топлива достигается в результате использования кинетической энергии струи пара, вытекающей из форсунки, а мазут может поступать в форсунку под небольшим давлением. Головка паровой форсунки может иметь дополнительную насадку для укорочения длины факела. Давление мазута перед форсункой при наличии насадки порядка 0,5 МПа, без насадки – 0,15 МПа. Расход пара на распыл составляет 0,3 кг/кг. Давление пара 0,5 – 2,5 МПа. Диапазон регулирования паровых форсунок чаще используют на водогрейных и промышленных паровых котлах.

В паромеханических форсунках используются преимущества паровых и механических форсунок. На больших нагрузках котла пар на форсунку не подается, а работает только механическое распыливание. При малых нагрузках котла (менее 60 %) параллельно механическому подключается и паровое распыливание. С использованием паромеханических форсунок диапазон регулирования расширяется до тех же значений, что и для паровых, и при их большой производительности во всем диапазоне регулирования сохраняется высокая экономичность. Отличительной конструктивной особенностью паромеханических форсунок является наличие двух завихрителей: для мазута и для газа.

В ротационных форсунках для распыла мазута и смешения его с воздухом используются вращающие элементы: вал, воздушный компрессор, распределитель мазута, распыливающая чаша. Форсунки обеспечивают тонкий распыл мазута, широкий диапазон регулирования (20…100 %), но имеют сравнительно низкую надежность. Ротационные форсунки имеют ограниченное применение и чаще используются в промышленных котельных установках.

Воздушные регистры мазутных горелок предназначены для обеспечения качественного перемешивания каплей распыленного мазута с воздухом и достижения эффективного сжигания мазута. В отличие от пылеугольных горелок поступающий для горения мазута воздух не делят на первичный и вторичный, а одним потоком подают через воздушные регистры. Воздушные регистры выполняют трех видов: улиточный, аксиальный лопаточный и тангенциальный лопаточный. Улиточный завихритель применяют на горелках небольшой мощности, т.к. для мощных горелок улиточный завихритель получается громоздким. Аксиальный лопаточный аппарат наиболее прост в изготовлении, имеет наименьшее гидравлическое сопротивление, но для пропуска всего потока воздуха требует большого диаметра канала и создает меньшую, по сравнению с другими, степень крутки. В тангенциальном лопаточном регистре поток воздуха движется к центру канала из периферийной камеры по касательной к стенкам канала. Он имеет несколько большее сопротивление, но отличается высокой степенью крутки потока и возможностью регулирования размера проходного сечения. Этим достигается сохранение необходимой степени крутки воздушного потока и удовлетворительное перемешивание топлива с воздухом, при изменениях нагрузки котла.

Пылеугольные горелки по характеру смесеобразования делят на вихревые (центробежные) и прямоточные (струйные). Классификация и характеристика этих горелок приводится в таблицах 2.1, 2.2.

Пылеугольными горелками организуется подача в топочную камеру, в необходимых пропорциях, пыли и воздуха, осуществляется полное или частичное их смешение, обеспечивается розжиг пылевого факела мазутом или горючим газом. В каждой пылеугольной горелке монтируется устройство, в виде специального канала или отверстия, для установки растопочной мазутной форсунки и запальника, обеспечивающего первоначальный розжиг форсунки.

Через вихревые пылеугольные горелки пылевоздушная смесь и вторичный воздух подаются в виде закрученных струй, образующих в топочном объеме конусообразно – расходящийся факел. С усилением степени крутки потоков, увеличивается угол раскрытия струи и расширяются ее границы, что обеспечивает более быстрый ее прогрев и воспламенение факела. Степень крутки вторичного воздуха регулируется в период наладки, так называемым, языковым шибером, расположенным во входном патрубке улитки. Изменение нагрузки котла осуществляется за счет изменения количества, подаваемой в топку, угольной пыли. При этом, подача первичного воздуха изменяется незначительно, а регулирование дутья происходит главным образом за счет изменения расхода вторичного воздуха. Вихревые горелки универсальны и применяются для любого твердого топлива, но наибольшее распространение они получили при сжигании топлив с малым выходом летучих веществ. У котлов средней мощности вихревые горелки, как правило, устанавливают на фронтовой стене топки. Для котлов большой мощности преимущественно применяют - встречное расположение горелок на боковых стенах топочной камеры.

Прямоточные горелки характеризуются тем, аэросмесь и вторичный воздух подаются в топку без закрутки, с сравнительно низкой турбулизацией. При этом, создаются дальнобойные струи с малым углом расширения и с вялым перемешиванием первичного и вторичного потоков. Необходимая для горения турбулентность потока создается при взаимодействии струй выходящих непосредственно из горелки и при взаимодействии струй разных горелок в объеме топочной камеры. В этой связи, большое значение имеет компоновка горелочных устройств. Наиболее эффективными, с точки зрения устойчивости и экономичности процесса горения в топке, считаются: диагональная компоновка прямоточных горелок, при которой их оси пересекаются в центре топки; тангенциальная компоновка, оси горелок  являются касательными к воображаемой окружности в центре топки; блочная компоновка горелок, при которой оси двух горелок каждого блока пересекаются, не доходя до центра топочной камеры. В настоящее время широкое распространение имеют щелевые прямоточные горелки с внешней подачей аэропыли и центральным подводом вторичного воздуха, так как они, по условиям воспламенения, имеют преимущества перед прямоточными горелками с внутренней подачей пыли.

К прямоточным пылеугольным горелкам относятся и горелки – амбразуры. Этот тип горелочных устройств применяется на пылеугольных котлах средней и большой производительности, использующих топливо с высоким выходом летучих веществ (бурый уголь, торф, сланцы и т.п.) и комплектуемых, так называемыми,

Классификация вихревых (центробежных) пылеугольных горелок.

Таблица 2.1.

Типы вихревых горелок	Способ подвода потоков воздуха и угольной пыли	Преимущества горелок	Недостатки горелок
	первичный воздух+пыль	вторичный воздух
одноулиточная (с рассекателем)	центральный – прямоточный (подается на рассекатель)	периферийный – закрученный улиточным аппаратом	высокий критерий зажигания (k40); хорошее смесеобразование; малое сопротивление	малый ресурс работы рассекателя
двухулиточная	внутренний – закрученный улиточным аппаратом	периферийный – закрученный улиточным аппаратом	критерий зажигания k=7…10; широкий диапазон регулирования; хорошее смесеобразование	автономность горения факела; выгорание внутренних деталей; большой объем разводки экранных труб
улиточно- -лопаточная	внутренний – закрученный улиточным аппаратом	периферийный – закрученный коаксиальными (одним или двумя) лопаточными аппаратами	широкий диапазон регулирования; хорошее смесеобразование	конструктивная сложность; высокое сопротивление
двухлопаточная	внутренний – закрученный аксиальным лопаточным аппаратом	периферийный – закрученный тангенциальным лопаточным аппаратом	компактность; хорошее смесеобразование	малый ресурс работы аксиального лопаточного аппарата

 

Классификация прямоточных (струйных) пылеугольных горелок

Таблица 2.2.

Типы прямоточных горелок	Способ подвода потоков воздуха и угольной пыли	Преимущества горелок	Недостатки горелок
	первичный воздух+пыль	вторичный воздух
щелевая с внутренним подводом аэропыли	центральный –прямоточный	внешний - прямоточный	простота конструкции; высокая надежность	сложность воспламенения факела;
щелевая с внешним подводом аэропыли	внешний – прямоточный	центральный - прямоточный	простота конструкции; высокая надежность; возможность обеспечения желаемой аэродинамики топки; легкость воспламенения факела
плоскофакельная	центральный–двухпоточный, под углом 400 друг к другу	внешний – двухпоточный, под углом 600 друг к другу	возможность изменения положения факела в топке	сложность воспламенения факела; низкая устойчивость горения трудносжигаемых топлив
щелевая с двухступенчатым сжиганием	внешний – двухпоточный, под углом 30…400 к струе вторичного воздуха	центральный - прямоточный	обеспечение глубокого выжига топлива; низкое содержание окислов азота; возможность обеспечения высокой температуры шлаковой ванны
горелка – амбразура с горизонтальным рассекателем	центральный –двухпоточный	внешний – двухпоточный, под углом к аэропыли	простота конструкции; малое сопротивление; компактность	высокая дальнобойность; шлакование; обгорание рассекателя
горелка – амбразура – -эжекционная (с насадкой)	центральный – прямоточный	центральный – подаваемый в поток аэропыли	сравнительно хорошее смесеобразование; малое сопротивление	выгорание насадки; необходимость подачи встречного вторичного воздуха для ориентации факела

шахтными размольными мельницами. К шахтным размольным мельницам относятся молотковые мельницы или мельницы - вентиляторы укомплектованные сепараторами инерционного типа. В настоящее время применяют два типа горелок – амбразур: с горизонтальным рассекателем и с насадками; горелки последнего типа называются – эжекционными. В первом типе горелок пылевоздушный поток разделяется горизонтальным рассекателем на два потока. Каждый поток смешивается с вторичным воздухом, подаваемым в топку, через специальные сопла (шлицы), расположенные над и под амбразурой. Эффективность перемешивания пылевоздушной смеси обеспечивается высокой скоростью выхода из шлиц. Эжекционные горелки наиболее эффективны на котлах большой производительности. При этом часть вторичного воздуха подают через специальные сопла расположенные на противоположной стене топки, навстречу основному потоку и тем самым обеспечивается регулирование положения ядра факела в топочной камере. При обслуживании горелок эксплуатационный персонал обязан: контролировать отсутствие отложений в амбразуре и соплах; не допускать обгорания и эксплуатацию горелок с деформированными или оплавленными эжектирующими насадками; регулярно осуществлять ревизию состояния горелок и своевременно очищать их от отложений. При изменениях нагрузки котла, выдерживание необходимых скоростей выхода вторичного воздуха осуществляется за счет изменения количества включенных в работу шлиц.

Комбинированные горелочные устройства позволяют осуществлять легкий переход со сжигания одного вида топлива на сжигание другого, а в некоторых случаях обеспечивают и совместное сжигание двух видов топлива. Конструкция комбинированных горелок должна обеспечивать сжигание каждого из видов топлива в оптимальных условиях.

В комбинированных газомазутных горелках капелы подвода воздуха (регистры) выполняются общими для обоих видов топлив, а расположение каждого вида горелочного устройства (мазутной форсунки и канала ввода газа) выбирается исходя из условий обеспечения быстрого и полного смешения топлива с воздухом. На мощных паровых газомазутных котлах устанавливаются, в основном, два типа газомазутных горелок: конструкции ТКЗ и конструкции ЗиО. Горелки отличаются способом ввода газа в поток воздуха и методом регулирования расхода воздуха на горелку при переменных нагрузках [18]. Газомазутная горелка ТКЗ коаксиального типа с центральной подачей газа. Воздух подводится через тангенциальный лопаточный регистр, а регулирование расхода обеспечивается перемещающимся дисковым шибером. Горелка комплектуется механической мазутной форсункой и электрозапальником для обеспечения безопасного воспламенения топлива. Газомазутная горелка конструкции ЗиО имеет два самостоятельных канала подвода воздуха, который завихривается в тангенциальных лопаточных аппаратах и поступает в периферийный и центральный каналы горелки. Природный газ вводится в поток воздуха в основном с периферии, из специального кольцевого коллектора, и частично - из отверстий центрального коаксиального канала. Подача мазута осуществляется паромеханической форсункой. Для ее охлаждения организуется подача третичного воздуха. При снижении нагрузки котла расход воздуха по периферийному кольцевому каналу уменьшается прикрытие специального регулирующего шибера, установленного перед горелкой.

При эксплуатации комбинированных газомазутных горелок руководствуются следующими принципами:

1) в средних и мощных газомазутных котлах осуществляют, в основном, раздельное сжигание газа и мазута. При совместном сжигании возрастают потери теплоты от химической неполноты сгорания, так как различные условия смешения и время воспламенения топлив приводит к ухудшению выгорания одного из них - чаще мазута. Неполное сгорание мазута ведет к сажеобразованию, что, помимо потерь от химической неполноты сгорания, вызывает загрязнение поверхности нагрева отложениями сажи и понижает экономичность установки;

2) в целях снижения интенсивности коррозионных процессов в низкотемпературной части газового тракта (экономайзера и воздухоподогревателя), при сжигании, в качестве основного топлива, мазута с содержанием серы более 0,5 %, в регулировочном диапазоне нагрузок котла - коэффициент избытка воздуха на выходе из топки должен быть менее 1,03. Эксплуатация газомазутных котлов с низкими избытками воздуха требует тщательного выполнения горелок и подводящих воздуховодов для того, чтобы исключить неравномерность распределения топлива и воздуха по горелкам. При этом форсунки должны тарироваться и допустимое расхождение их производительности не должно превышать более 1,5 %, а контроль за расходом воздуха через каждую горелку должен вестись по давлению воздуха перед ней;

3) не допускается использование горелок с пульсацией факела, которая может быть вызвана неравномерной подачей топлива или нарушением аэродинамики горелки;

4) необходимо обеспечивать минимальные присосы холодного воздуха в топку для исключения высокотемпературной сероводородной коррозии экранных труб;

5) при эксплуатации газомазутных топок с комбинированными горелочными устройствами эксплуатационный персонал должен руководствоваться соответствующими режимными картами.

Комбинированные пылегазовые горелки конструктивно компонуются на базе пылеугольных вихревых и прямоточных горелок. При этом различают пылегазовые горелки с внешним и внутренним смесеобразованием при периферийном и центральном вводе газа. Пылегазовой горелке широко используются на котлах средней и большой мощности. При этом экономичность работы котельной установки во многом зависит от конструкции и типа горелочных устройств, на выбор которых, существенное влияние оказывают: свойства угольной пыли и газа; тип топочного устройства; способ сжигания топлива; соотношение топливных составляющих газа и угольной пыли.

При эксплуатации пылегазовых горелок необходимо руководствоваться следующим:

1) переход на сжигание твердого топлива (начало подачи пыли в топку) с выходом летучих менее 15 % разрешается при тепловой нагрузке топки на растопочном топливе не ниже 30 % номинальной [1]. При работе на топливах с выходом летучих более 15 % разрешается подача пыли при меньшей тепловой нагрузке, которая должна быть установлены местной инструкцией исходя из обеспечения устойчивого воспламенения пыли. При пуске котла после кратковременного простоя (до 30 мин) разрешается переход на сжигание твердого топлива с выходом летучих менее 15 % при тепловой нагрузке в топке не ниже 15 % номинальной;

2) режим сжигания газа и пыли (совместный и раздельный) должен регламентироваться режимными картами, составленными по результатам соответствующих испытаний и наладки;

3) в работе следует иметь, по возможности, большее количество горелок для обеспечения устойчивого режима горения и равномерного заполнения топки факелом;

4) должна строго соблюдаться правильная очередность включения (отключения) горелок: в начале должны включаться симметрично расположенные горелки нижних ярусов, а отключение горелок должно осуществляться в обратной последовательности;

5) при одной и той же нагрузке котла температура перегретого пара повышается с увеличением содержания газа в смеси сжигаемого топлива, что объясняется уменьшением радиационного теплообмена в топке;

6) плановый останов котла, работающего одновременно на пыли и газе, производят сначала прекращением подачи пыли, а затем - газа.

В общем случае, производственные инструкции по обслуживанию горелочных устройств должны отражать следующее: конструкцию и принцип работы горелки; регулировочные характеристики (регулировочный диапазон работы, регулировочные параметры); последовательность включения в работу и отключения; типовые дефекты; правила содержания элементов горелочных устройств на отключенных и включенных в работу горелках; меры безопасности при обслуживании горелок.

2.2.3.2. Лазы, гляделки и предохранительные устройства топок

При эксплуатации котельной установки оперативный персонал обязан контролировать процесс горения в топке, состояние поверхностей нагрева и обмуровки. Для обеспечения этих требований в стенках топочной камеры монтируются лазы и гляделки. Дверцы и крыши лазов и гляделок должны быть прочными, плотными и должны исключать возможность самопроизвольного открытия. На котлах работающих под избыточным давлением газов в топке, лючки должны быть оснащены устройствами, исключающими выбивание газов наружу при их открывании.

Каждый котел с камерным сжиганием топлива (пылевидного, газообразного, жидкого) или с шахтной топкой должен быть снабжен взрывными предохранительными устройствами. Взрывные предохранительные устройства устанавливаются в стенке топки таким образом, чтобы исключить травмирование персонала при их срабатывании.

2.2.4. Поверхности нагрева котлоагрегатов

Надежность и экономичность работы котлов в значительной степени определяются состоянием поверхностей нагрева. Повреждаемость поверхностей нагрева является наиболее частой причиной аварийных остановов котлоагрегатов и составляет 60-70 % от общего числа нарушений в работе оборудования ТЭС [20]. Задача продления ресурса и сохранения физико-химических свойств металла поверхностей нагрева котлоагрегатов на уровне показателей, обеспечивающих длительную его прочность, должна быть на одном из первых мест в деятельности работников электростанций. В большинстве случаев причиной повреждаемости поверхности нагрева - субъективны и могут быть ликвидированы или смягчены за счет проведения правильной технической и организационной политики, без привлечения значительных материальных и трудовых ресурсов электростанций.

В общем случае, повреждаемость поверхности нагрева котла является, как правило, следствием: дефектом производства труб металлургического происхождения (закаты, трещины, раковины и др.); дефектов монтажа и ремонта (несоблюдение требований по сборке и сварке панелей, нарушение режимов термообработки металлов, несоотвестсвия указанием чертежей и др.); тепловой усталости металла; нарушений условий эксплуатации. В то же время известно, что повреждаемость поверхностей нагрева котлоагрегатов особенно резко увеличивается при одновременном воздействии перечисленных факторов, т. к. максимальный вред происходит при их сочетании. Поэтому проблема повышения надежности работы поверхностей нагрева котлоагрегатов должна решаться комплексно, по широкому спектру направлений, с глобальным анализом причин повреждаемости поверхностей нагрева.

Данный подход может быть эффективно реализован при использовании, так называемых, экспертных систем.

Под экспертной системой обычно понимают программу или программно-аппаратные средства, использующие при решении задач экспертные знания.

Использование экспертных систем позволяет всесторонне оценить техническое состояние поверхностей нагрева и котлоагрегата в целом, по полученным результатам выработать программу действий и первоочередные меры, реализация которых позволит поднять уровень эксплуатации котлоагрегатов и повысить их надежность.

Далее рассмотрим основные поверхности нагрева энергетических барабанных котлов, с точки зрения вопросов эксплуатации и мероприятий, обеспечивающих надежность их работы.

2.2.4.1. Топочные экраны

Топочные экраны размещаются в топочной камере и представляют собой панели, выполненные из параллельно включенных труб и закрывающие внутренние стенки топки. Экраны барабанных котлов с уравновешенной тягой, проектируемых до 60-х годов, выполнялись гладкотрубными и подвешивались к каркасу агрегата. В 60-х годах в энергетическом котлостроение начали широко применяться мембранные экраны из плавниковых труб или с применением специальных вставок.

Мембранные экраны, выполняемые в виде вертикальных, подвешенных газоплотных панелей, имеют ряд преимуществ: повышенное тепловое восприятие; отсутствие присосов воздуха; возможность осуществления поддува котлоагрегата; меньший удельный расход металла; легкая и дешевая обмуровка; высокая заводская блочность поставки. Основным недостатком мембранных экранов следует считать ограничение разности температур (50…100 С) между смежными свариваемыми панелями или трубами.

Для котлов с жидким шлакоудалением топочные экраны, в зонах интенсивного горения топлива, футеруются специальной огнеупорной набивной массой, в несколько раз уменьшающей тепловосприятие экрана, что необходимо для поддержания высокой температуры в топке.

Следует отметить, что топочные краны эксплуатируются в тяжелых условиях: высокие температура и давление рабочего тела, высокая температура факела, большая интенсивность обогрева, агрессивная среда топочных газов. Поэтому, обеспечение надежной работы топочных экранов является сложной задачей, которая, в каждом конкретном случае, должна решаться комплексно на основе результатов испытаний и наладки работы котла.

К основным причинам неполадок в работе топочных экранов барабанных котлов следует отнести:

•  нарушение циркуляции рабочего тела;
•  коррозия наружных и внутренних поверхностей экранных труб;
•  эрозия топочных экранов;
•  наличие отложений на внутренних и наружных поверхностях труб;
•  тепловая усталость металла;
•  перегрев экранных труб выше расчетных температур;
•  отсутствие должного контроля за тепловыми перемещениями и целостностью экранных труб.

Циркуляционные повреждения экранных труб наиболее часто происходят по следующим причинам:

1) упуск уровня воды в барабане. При упуске уровня во входных сечения опускных труб возникает кавитация (т.е. самоиспарение котловой воды), что вызывает резкое увеличение сопротивления опускных труб и снижение скорости циркуляции в контуре.

Явление кавитации в опускных трубах, как правило, приводит к разрыву экранных труб в зоне наибольшего обогрева. На практике уровень воды в барабане должен поддерживаться в строго определенном диапазоне. Устанавливаются нормальные, оптимальные и предельные показания уровня воды для каждого котла. Верхние значения уровней устанавливаются из условия исключения ухудшения качества насыщенного пара, нижнее – по исключению кавитации в опускных трубах.

В качестве основных мероприятий, способствующих исключению упуска уровня на работающих барабанных котлах, следует считать:

•  регулярный контроль правильности показаний уровней в водоуказательных колонках барабана и в сниженных указателях уровня;
•  исключение эксплуатации котла при уровнях в барабане близких к предельным;
•  постоянный контроль за работой автоматики питания котла и средств сигнализации;
•  контроль за работоспособностью автоматической системы защиты котла;
•  своевременное обнаружение и устранение дефектов (парений, пропусков запорной арматуры, повреждение тепловой изоляции и т.п.) на водоуказательных колонках и сниженных указателях уровня;

2) охлаждение топочных экранов и расшлаковке топки струей воды на работающем котле. Специальные исследования процессов водной расшлаковки котлов, показали резкое уменьшение скорости циркуляции до нуля даже при кратковременном охлаждении водой нижней части экранов, что приводило к разрывам труб в верхних участках. В этой связи, одной из задач наладки топочного режима является достижение бесшлаковочной работы котла; в тех случаях, когда предотвратить шлакование топочных экранов не удается, - расшлаковка должна осуществляться на остановленном, в горячий резерв, котле. В некоторых случаях допускается проводить водные расшлаковки экранов котлов среднего давления при сниженных нагрузках, не допуская при этом длительного и сосредоточенного охлаждения труб водой.

3) резкое изменение давления в котле вызванное колебаниями паровой нагрузки. Так, при понижении давления может возникнуть парообразование в опускных трубах, в результате: движущий напор циркуляции падает, увеличивается сопротивление контура циркуляция в подъемных трубах ослабляется. При повышении давления и неизменном тепловосприятии труб удлиняется экономайзерный участок циркуляционного контура, что приводит к ослаблению циркуляции в нем. Особенно сильно отражается нарушение циркуляции в слабо обогреваемых трубах контуру. Таким образом, резкое повышение давления более опасно при малых нагрузках, а понижение - при больших нагрузках котлоагрегата. Исследования котлов высокого давления показали, что допустимые скорости падения давления в них не должны превышать 2,5…3,0 ат/мин; скорость повышения давления в диапазоне нагрузок выше средних – не более 0,5 ат/мин, а при меньших нагрузках - не более 0,25 ат/мин.

4) неустойчивая работа топки, характеризуемая сильной пульсацией пламени и непериодическим обрывом факела. В этих случаях, циркуляция становится неравномерной и пульсирующей, в отдельных трубах возможны мгновенная остановка пароводяного потока и образование паровых пробок, закрывающих все сечение трубы. Температура стенок экранных труб на короткое время повышается выше допустимых значений. Частая или длительная эксплуатация котла в режимах неустойчивой работы топки приводит в начале к появлению отдулин, а далее – к разрыву экранных труб.

5) неправильное использование периодической продувкой. Известно, что в период проведения продувки скорость воды в экранных трубах продуваемой панели понижается, а температура металла самих труб может повышаться на 1012 С. поэтому в каждом конкретном случае возможность и режим проведения периодической продувки котлов высокого давления должен устанавливаться по результатам специальных результатов и регламентироваться соответствующими производственными инструкциями.

6) повышенное гидравлическое сопротивление водных участков экранных труб, возникающее вследствие засорения их шламом, продуктами коррозии и т.п. В этом случае, даже при небольшом парообразовании в экранной трубе, количество поступающей из опускной трубы воды может оказаться недостаточным для восполнения испарения и вода начнет поступать сверху из барабана навстречу выходящему их экранной трубы пару. Подобные нарушения циркуляции среды в экранных трубах, в зависимости от количественного состава и направления движения в ней пара и воды, классифицируются как режим образования устойчивого свободного уровня, пробковый режим, опрокидывание циркуляции. Четкую грань между этими режимами циркуляции провести трудно, и с практической точки зрения это не имеет особого значения, так как эти режимы являются аварийными.

На основании изложенного очевидно, что основными эксплуатационными мероприятиям по предупреждению циркуляционных повреждений экранных труб, являются:

•  исключение упуска уровня воды в барабане;
•  исключение водных расшлаковок экранов на работающем котле;
•  исключение недопустимых скоростей изменения давления за котлом при постоянной тепловой нагрузке котла;
•  качественное ведение водно-химического режима котла;
•  качественные наладка и ведение топочного режима котла.

Коррозия представляет собой разрушение металла в результате химического или электрохимического воздействия окружающей среды. Коррозия металла носит общий и локальный характер. При протекании локальной коррозии оборудование значительно быстрее выходит из строя, чем при общей равномерно коррозии. Коррозии подвержены обе стороны поверхности: внутренняя - со стороны рабочей среды (воды, пара, воздуха) и наружная – со стороны дымовых газов (теплоносителя). При эксплуатации котельных агрегатов выявлено множество видов коррозии поверхностей нагрева [19]. Для наружных поверхностей экранов котлов высокого давления, характерна высоко температурная газовая коррозия. Основным коррозионно-активным компонентом является сероводород H2S. Даже при незначительных объемных концентрациях сероводорода у поверхности металла (0,04-0,07 %) скорость коррозии увеличивается примерно в 10 раз. Характер разрушений экранов от газовой коррозии напоминает по внешнему виду абразивный износ золой. В качестве основного направления борьбы с этим явлением следует считать наладку топочного режима и организацию рациональной аэродинамики в топочной камере, обеспечивающих интенсификацию воспламенения топлива и равномерность размещения факела в топке. На котлах среднего и низкого давлений температура стенки экранов ниже 400 С и поэтому этот вид разрушения металла не наблюдается.

Интенсивность и вид коррозии внутренних поверхностей нагрева котла зависят от большого количества факторов. Для экранных поверхностей нагрева барабанных котлов характерны следующие виды коррозии:

•  пароводяная коррозия, возникающая при нарушениях циркуляции в парообразующих трубах (расслоение пароводяной смеси, застой циркуляции). На интенсивность пароводяной коррозии основное влияние оказывает рабочая температура и химический состав металла. Для углеродистых сталей скорость пароводяной коррозии до 500 С невелика, а при дальнейшем росте температуры – скорость коррозии резко возрастает;
•  подшламовая коррозия. Этот вид лопальной коррозии развивается в виде раковин под слоем шлама Fe3O4. Причиной является агрессивное воздействие на сталь оксидов трехвалентного железа и меди, скапливающихся на поверхности;
•  щелочная хрупкость, возникает чаще всего в трех элементах испарительных поверхностей, металл которых испытывает высокие напряжения, близкие к пределу текучести, и находится в контакте с высококонцентрированными растворами агрессивных сред, чаще всего едкого натра NaOH;
•  стояночная коррозия, возникающая при простое котлоагрегата в резерва или ремонте. Стояночная коррозия труб вызывается тем, что во время простоев поверхность металла не бывает совершенно сухой и к ней имеется беспрепятственный приток кислорода из атмосферного воздуха.

Основными эксплуатационными мероприятиями по предупреждению коррозионных повреждений экранных труб, являются:

•  качественное ведение принятого на станции водно-химического режима котлов;
•  обеспечение условий по соблюдению устойчивой циркуляции рабочей среды в экранных поверхностях нагрева;
•  контроль за расширениями экранов и недопущение их защемления;
•  соблюдение принятой технологии и параметров консервации оборудования.

Эрозия представляет собой процесс механического истирания абразивными частицами летучей золы или угольной пылью поверхностей нагрева и других частей котла при соприкосновении или ударе о них. Эрозия экранных поверхностей нагрева происходит в тех случаях, когда поток аэропыли ударяется об экранные трубы или когда трубы, огибающие амбразуры горелок, находятся под механическим воздействием этого потока. Повреждения первого вида имеют место в топках со щелевыми горелками, а повреждения второго вида наблюдаются, в основном, в топках с турбулентными горелками. Для исключения эрозийного износа экранных труб необходимо своевременно устранять дефекты горелочных устройств, проводить их наладку, а также в некоторых случаях применять защитные накладки или кожухи, монтируемые на горелках или экранных трубах.

Загрязнения экранных труб во многом определяют надежность и экономичность работы котла. Так, наружные загрязнения вызывают недоиспользование теплоты топлива за счет понижения теплоотдачи от дымовых газов. Внутренние отложения на трубах, кроме того, вызывают рост температуры металла, что в свою очередь ведет к налипанию на трубках жидкого шлака. Наблюдаемый при этом чрезмерный нагрев стенок трубок приводит к их разрыву.

Процессы наружного загрязнения поверхностей нагрева возникают преимущественно при пылевидном сжигании топлива. Количество отложений на наружной поверхности труб зависит от зольности топлива, состава золы, способа сжигания топлива, температурного режима газоходов и т.п.

Беззольными топливами являются лишь горючие газы, но они могут давать, при неправильной организации сжигания, сажистые отложения на трубах. Мазут содержит золы обычно не более 0,3 % (соли натрия и калия), однако она большей частью осаждается на поверхностях нагрева.

Экранные поверхности нагрева подвергаются в основном шлакованию. Процесс шлакования труб представляется в следующем виде. Сфероидальные капли расплавленной минеральной массы движутся в общем высокотемпературном потоке топочных газов. Если аэродинамика топочной камеры не достаточно совершенна и происходит наброс факела на относительно холодные трубы экранов, то капли золы ударяются в трубы, мгновенно охлаждаются и прилипают к металлической стенке или эоловому налету на ней. По мере утолщения слоя шлака на трубе температура наружной поверхности его (шлака) постепенно возрастает до температуры вязкого, а затем и жидкого состояния минеральной части топлива. При этом шлакование труб протекает особенно интенсивно. При достижении жидкоплавного состояния шлаковой поверхности, дальнейшее налипание золы прекращаются, и излишки ее стекают вниз в виде жидкого шлака.

Основным способом расшлаковки экранных поверхностей нагрева энергетических котлов является механическое удаление отложений струей рабочего вещества. В качестве рабочих веществ для очистки поверхностей нагрева может использоваться водяной пар, сжатый воздух, вода и твердые сыпучие вещества (песок, дробь) [16].

Внутренние поверхности экранных труб могут быть загрязнены сварочным градом, песком, землей и другими посторонними предметами, а также могут иметь отложения в виде рыхлого слоя или плотной и прочной накипи. Первый вид загрязнений характерен для котлов, пускаемых в эксплуатацию после монтажа или ремонта, и ликвидируются эти загрязнения при проведении, так называемых, предпусковых химических очисток. Второй вид внутренних отложений характерен для  котлов, находящихся в эксплуатации. Причинами образования отложений, в этом случае, являются: выделение труднорастворимых солей в процессе упаривания воды; оседание взвешенных веществ, находящихся в котловой воде; коррозия металла труб. Солевые отложения в основном встречаются у котлов низкого и среднего давлений. Наличие внутренних отложений в поверхностях нагрева котлов высокого давления свидетельствует о неэффективной работе водоподготовительного оборудования или некачественном ведении водно-химического режима котла. Согласно ПТЭ, режим эксплуатации водоподготовительных установок и водно-химический режим должны обеспечивать работу оборудования электростанции без повреждений и снижения экономичности, вызванных коррозией внутренних поверхностей теплоэнергетического оборудования, а также образованием накипи и отложений на теплопередающих поверхностях. Известно, что даже ничтожный слой накипи может вызвать аварийный перегрев металла, в результате этого на трубах образуются отдулины, которые быстро разрываются вдоль трубы. В силу этого, в эксплуатации нельзя допускать образования накопления отложений во внутренних стенках, необходимо осуществлять систематический контроль за величиной внутренних отложений и своевременно проводить водно-химические промывки.

Тепловые перемещения экранов при их нагревании учитываются при проектировании котлов и обеспечиваются наличием специальных зазоров в узлах крепления труб. При отсутствии необходимой свободы теплового расширения в металле экранных труб появляются кольцевые трещины в вальцовочных соединениях, сварных швах, могут возникать искривления прямых участков труб, возможны и другие повреждения (поломка конструкций котла, нарушение обмуровки, смещение барабана и т.п.). Деформацию экранной системы контролируют по особым указателям, установленным на концах экранных камер. Величины перемещений экранов должны указываться в соответствующих производственных инструкциях, применительно к тому или иному режиму работы котла или оперативному состоянию. Неправильное тепловое перемещение экранов может происходить по ряду причин, например:

•  несоблюдение при монтаже котла требуемых зазоров в элементах крепления экранов;
•  запрессовывание золы с постепенным увеличением ее количества в местах прохода экранных труб через обмуровку или под экранными камерами;
•  неодинаковое тепловое удлинение труб экранной панели и др.

2.2.4.2. Пароперегреватели

Пароперегреватель предназначен для перегрева поступающего в него насыщенного пара до заданной температуры. Он является одним из наиболее ответственных элементов котла, так как температура пара здесь достигает наибольших значений и металл перегревателя работает в условиях, близких к предельно допустимым.

По виду тепловосприятия различают конвективные, радиационные и полурадиационные ширмовые пароперегреватели.

Конвективные пароперегреватели монтируются в конвективных газоходах котла и получают теплоту конвекцией. Они представляют собой пакеты, включающие одно- или многорядные змеевики, параллельно приваренные с определенным шагом к входному и выходному коллекторам круглого сечения. Шаг между свободными, не приваренными к коллекторам, панелями змеевиков выдерживается по дистанционным гребенкам и накладкам из  жаростойких материалов. Обычно для изготовления змеевиков пароперегревателей применяют гладкие трубы. Они проще в производстве, дешевле ребристых, меньше подвержены наружным отложениям и легче от них освобождаются. В ряде случаев для интенсификации тепловосприятия, заводы применяют продольное или поперечное оребрение труб пароперегревателя. Могут использоваться также трубы с внутренним продольным оребрением, которое обеспечивает повышенный отвод теплоты к пару и уменьшает температуру стенки. Змеевики конвективных пароперегревателей располагают вертикально или горизонтально. Вертикальные пароперегреватели располагаются в горизонтальном газоходе котла и крепят к потолочному перекрытию на подвесках из жаростойкой стали, размещенных вне газохода. Они более удобны в конструктивном отношении, проще и надежнее их крепление, меньше подвержены шлакованию, но недренируемы, что затрудняет ремонт и эксплуатацию. Горизонтальные пакеты конвективных пароперегревателей размещают обычно в верхней части конвективной шахты. Они более подвержены наружному загрязнению, но полностью драпируемые, что упрощает эксплуатацию. Горизонтальные пароперегреватели, работающие при температуре продуктов сгорания ниже 700 С на штампованных из жаропрочных металлов стойках. При более высоких температурах, горизонтальные пакеты закрепляют на охлаждаемых подвесных трубах, включенных в водопаровой тракт котла.

Радиационные пароперегреватели обычно занимают потолок топки, а если этой поверхности недостаточно, то его размещают на вертикальных стенах топки с расположением труб перегревателя между испарительными трубами экранов. Настенные перегреватели, выполненные в виде панелей на всю высоту топки, оказываются менее надежными, так как отвод теплоты от металла к пару во много раз слабее, чем к кипящей воде. Особенно тяжелый температурный режим имеет металл труб настенного перегревателя при сниженных нагрузках, когда расход пара в трубах заметно снижается.

Ширмовые пароперегреватели представляют собой систему труб, образующих плоские плотные панели с входящими и выходящими коллекторами. Ширмы размещают в верхней части топки на расстоянии 600-1000 мм одна от другой вертикально или горизонтально. При вертикально конструкции ширмы подвешивают к опорным охлажденным трубам. В последнее время ширмы выполняют из плавниковых труб; получаются, так называемые, цельносварные ширмы. Они меньше шлакуются, легче очищаются от наружных загрязнений, не выходя из ранжира. Ширмовый пароперегреватель снижает температуру газов на 150-200 С и предохраняет последующие плотные пакеты от возможного шлакования и защищает наиболее горячий выходной пакет пароперегревателя от воздействия высокотемпературных топочных газов.

Современные пароперегреватели выполняются комбинированными, они включают в себя все три вида конструкций (радиационный, полурадиационный, конвективный). Расположение перегревателя в газовом тракте котла и последовательность включения отдельных видов конструкций по тракту перегреваемого пара зависит, в основном, от параметров пара.

Условия работы металла пароперегревателей самые тяжелые, особенно в выходных пакетах, так как температура рабочего тела в них наибольшая из всех поверхностей нагрева, и металл работает практически у предела возможностей. Требуемая надежность работы пароперегревателей достигается за счет использования конструктивных и эксплуатационных мероприятий, таких как:

•  включение радиационных пароперегревателей в первые ступени перегрева пара;
•  применение многократного перемешивания и перекрещивания потоков пара между отдельными ступенями пароперегревателя по ширине котла с целью устранения развертки температур в последующих поверхностях;
•  организация впрысков воды между радиационными и ширмовыми пароперегревателями для защиты труб от перегрева;
•  организация, так называемой, продувки пароперегревателя в режимах пуска и останова котла для исключения пережога труб за счет теплоотдачи аккумулированного тепла от обмуровки;
•  наладка и ведение топочного режима котла в соответствие с требованиями режимных карт (поддержание требуемых: избытков воздуха, давления в топке, температур топочных газов, температуры питательной воды; равномерное включение горелок и т.п.);
•  регулярный эксплуатационный контроль состояния поверхностей нагрева;
•  организация профилактического технического обслуживания поверхностей нагрева (учет повреждаемости, анализ причин повреждения, дефектация труб, контроль за эксплуатационными нарушениями и разработка мер по их предотвращению, определение остаточного ресурса металла труб и т.п.).

2.2.4.3. Низкотемпературные поверхности нагрева

Низкотемпературными называются поверхности, расположенные в нижней части конвективной шахты котла. Они являются последними рабочими поверхностями котла по тракту дымовых газов. К ним относятся поверхности экономайзера и воздухоподогревателя.

Рабочие процессы в экономайзере и воздухоподогревателе протекают различно. Однако по условиям тепловой работы, экономайзер и воздухоподогреватель взаимно связаны.

Низкотемпературные поверхности нагрева могут быть скомпонованы в одноступенчатой (последовательной) или двухступенчатой схеме. Схема компоновки зависит, прежде всего, от выбора температуры горячего воздуха, подаваемого в топку котла, которая, в свою очередь, зависит от вида топлива. Так, для случаев подогрева горячего воздуха до 250-350 С (большая температура используется для сильновлажных топлив с повышенным объемом продуктов сгорания), низкотемпературные поверхности котла выполняют по одноступенчатой схеме. При необходимости подогрева воздуха до 350-450 С, экономайзер и воздухоподогреватель выполняют двухступенчатыми. При двухступенчатой компоновке воздухоподогревателя и водяного экономайзера заметно увеличивается высота конвективной шахты котла, растут монтажные и ремонтные затраты, поэтому такая схема применяется только для топлив, которые не допускают для экономичного сжигания подогрева воздуха в одной ступени.

При эксплуатации низкотемпературных поверхностей нагрева характерны процессы коррозии со стороны газового котла, загрязнения поверхностей летучей золой и абразивного износа металла.

Водяные экономайзеры выполняют в виде многопетлевых горизонтальных змеевиковых поверхностей. Змеевики экономайзера выполняют стальных труб малого диаметра (28-32 мм). При этом с целью повышения компактности и снижения массы экономайзера, в основном, применяют тесное шахматное расположение труб. Концы труб змеевиков приваривают к входным и выходным коллекторам. В энергетических котлах, эксплуатируемых с уравновешенной тягой, входные и выходные коллекторы экономайзера выносят из области газового обогрева и помещают в специальные теплоизолирующие камеры. В газоплотных котлах коллекторы служат одновременно опорой для всего экономайзера и размещаются, почти всегда, в газоходе. Змеевиковые поверхности экономайзера (змеевики и коллекторы) комплектуются в пакеты высотой до 1 м, которые устанавливаются в конвективной шахте котла с разрывом по высоте 550-600 мм, для удобства ремонта и эксплуатации. С целью интенсификации теплообмена, стальные змеевики экономайзера могут оснащаться, так называемыми, плавниками или мембранами. Плавниковые или мембранные экономайзеры более эффективны, чем гладкотрубные, и при одинаковых тепловосприятиях требуют меньшего расхода металла и достаточно надежны в эксплуатации. Экономайзеры могут быть некипящими, когда вода на выходе не нагрета до кипения, и кипящими, если на выходных участках экономайзера образуется некоторое количество пара. В стальных змеевиковых экономайзерах выходное паросодержание не должно превышать 25 %. Конструкция кипящих и некипящих экономайзеров принципиально одинаковы.

Воздухоподогреватели. По принципу действия различаю рекуперативные и регенеративные воздухоподогреватели. Рекуперативные воздухоподогреватели работают с неподвижной поверхностью нагрева, через которую непрерывно передается теплота от продуктов сгорания к воздуху. В регенеративных воздухоподогревателях поверхность нагрева омывается попеременно то продуктами сгорания – нагреваясь при этом, то воздухом – отдавая ему теплоту.

Основным видом рекуперативных воздухоподогревателей является трубчатый воздухоподогреватель (ТВП) с вертикально расположенной трубной системой. Эти воздухоподогреватели используются, как правило, при сжигании высокозольных углей и при работе котла под наддувом. ТВП выполняют из стальных труб наружным диаметром 30-40 мм при толщине стенки 1,2-1,5 мм. Трубы прямые вертикальные, концами приварены к трубным доскам и расположены в шахматном порядке. Обычно внутри труб проходят продукты сгорания, теплота которых передается воздуху, движущемуся между трубами. ТВП во избежание снижения температурного напора выполняют трех- или четырехходовым. При чем, первый ход выделяют в отдельный, ''холодный'', легко сменяемый пакет с отдельными трубными досками. Для повышения компактности ТВП выполняют двух- и многопоточными. Трубчатые воздухоподогреватели, в общем случае, просты по конструкции, при хорошем уровне эксплуатации надежны в работе, достаточно плоты в сравнении с воздухоподогревателями других систем. Однако, из-за низкого коэффициента теплопередачи ТВП весьма металлоемки, громоздки и в большей мере подвергаются коррозии, приводящей к нарушению плотности и снижению экономичности работы котла.

В мощных энергетических котлах применяют регенеративные вращающиеся воздухоподогреватели (РВП), у которых поверхностью теплообмена служит набивка из тонких гофрированных и плоских стальных листов, образующих каналы малого эквивалентного диаметра (8-9 мм) для прохода продуктов сгорания и воздуха. Набивка в виде секций заполнят цилиндрический пустотелый ротор, который по сечению разделен глухими радиальными перегородками на изолированные друг от друга секторами. Ротор воздухоподогревателя вращается с частотой 1,5-2,2 об/мин от электропривода, включающего шестеренчатый редуктор и электродвигатель. Диаметр ротора РВП в зависимости от типоразмера составляет от 5,4-14,8 м, а высота его – от 1,4-2,4 м. Движение газового и воздушного потоков раздельное и непрерывное, а набивка попеременно проходит через эти потоки. В газовой части РВП металлическая набивка секторов аккумулирует теплоту, а затем отдает ее воздушному потоку. В итоге организуется непрерывный нагрев воздуха и снижение температуры уходящих газов. Взаимное движение потоков противоточны. К основным недостаткам РВП относят их конструктивную сложность и большую величину присосов воздуха (до 25 %). Несмотря на это РВП получили широкое применение на котлах мощных энергоблоков из-за компактности невысокого расхода металла, небольшого аэродинамического сопротивления и устойчивости к коррозии.

Режим работы водяных экономайзеров характеризуется отсутствием высоких и опасных температур металла благодаря расположению экономайзеров в зоне относительно низких температур газов. Однако в реальных условия эксплуатации повреждаемость экономайзеров достаточно высока и причинами неполадок могут быть:

•  неравномерность тепловосприятия по отдельным змеевикам экономайзера;
•  расслоение пароводяной смеси в змеевиках экономайзера, что в совокупности с тепловой разверткой может привести к пережогу труб;
•  забивание золой пароперегревателя и в результате этого недопустимое повышение температур газов перед верхним пакетом экономайзера, приводящее к деформации крепежных стоек экономайзера и к снижению ресурса работы металла труб;
•  абразивный (золовой) износ змеевиков;
•  гидравлические удары, по причине вскипания воды или подача большого расхода питательной воды при недополненном экономайзере на этапе пуска котла;
•  наружная коррозия труб;
•  кислородная коррозия поверхностей труб экономайзера;
•  наличие золовых отложений.

В процессе эксплуатации котла эксплуатационный персонал обязан регулярно контролировать состояние экономайзера и принимать своевременные меры по обеспечению его надежности. При этом наиболее действенными эксплуатационными мероприятиями следует считать:

•  регулярное и качественное проведение очисток поверхностей нагрева от отложений. В этом случае чаще всего используется дробеочистка или импульсная термоволновая очистка, которая особенно эффективна при удалении с труб липких отложений;
•  контроль и обеспечение равномерной загрузки параллельно включенных тягодутьевых механизмов;
•  правильное пользование схемой рециркуляции барабан - экономайзер в режимах пуска и останова котла;
•  подпитка котла только деаэрированной водой. Интенсивная кислородная коррозия внутренних поверхностей труб экономайзера наблюдается даже, когда холодная недеаэрированная вода подается в котел только в период его растопки. Подача недеаэрированной воды в чугунные экономайзеры менее опасно;
•  исключение случаев подачи большого расхода питательной воды в первоначальный момент заполнения питательного тракта котла;
•  исключение даже кратковременного питания котлов водой из атмосферных деаэраторов;
•  организация регулярного контроля состояния экономайзера.

Рабочий режим воздухоподогревателей лежит в зоне наиболее низких температур, и лишь его входная часть (по газовой стороне) может оказаться в зоне повышенных температур. При этом, несмотря на небольшой температурный градиент, в трубных досках воздухоподогревателя на практике наблюдаются явления деформации (коробление) с выпучиванием в сторону газов. Указанные деформации создают высокие напряжения в местах приварки труб к трубным доскам и могут вызывать отрыв трубок и нарушение плотности воздухоподогревателей. Поэтому в эксплуатации нельзя допускать превышение температуры газов на выходе в воздухоподогреватель выше 500-550 С.

Загрязнение поверхностей нагрева воздухоподогревателей ухудшает теплообмен, что приводит к снижению экономичности работы котла, а в некоторых случаях, при полном забивании части поверхности воздухоподогревателя, и к ограничению располагаемой нагрузки. Возникновение отложений в воздухоподогревателях обусловлено несколькими причинами. Основной из которых является, наличие неравномерности скоростей потока воздуха и газа по соответствующим сечениям воздухоподогревателя. Данный приводит к переохлаждению и образованию точки росы на внутренних поверхностях труб, что вызывает наличие на них летучей золы.

Трубчатые воздухоподогреватели котлов, работающих на твердых топливах, могут подвергаться абразивному износу. При продольном движении газов внутри труб абразивный износ происходит на входном участке трубы длиной 150-200 мм за счет удара крупных частиц о стенку после сужения струи на входе. В последующем движении поток стабилизируется, и крупные частицы перемещаются параллельно стенке на некотором ее удалении. Интенсивность износа определяется: кинетической энергией отдельных частиц золы или топлива; количеством частиц, проходящих у поверхности в единицу времени, которое зависит от зольности топлива; неравномерностью концентраций золы в потоке; плотностью расположения труб. А в итоге интенсивность абразивного износа зависит от скорости газов возведенную в третью степень.

Во всех случаях при опасности абразивного износа труб конвективных поверхностей нагрева принимают меры для защиты их от износа. Так для защиты трубчатых воздухоподогревателей используют специальные вставки, устанавливаемые на входе труб, которые в случае их износа могут быть легко заменены новыми.

Наиболее сложной проблемой остается коррозия поверхностей нагрева воздухоподогревателя. Коррозия характеризуется воздействием на металл паров серной кислоты при наличии пленки влаги на его поверхности. Пары серной кислоты образуются при сжигании серосодержащих топлив за счет реакции сернистого ангидрида с водяными парами, находящимися в газовом потоке. Этот процесс проходит в интервале температур газов 500-260 С. пленка влаги образуется при соприкосновении дымовых газов, содержащих водяные пары, с поверхностями воздухоподогревателя, имеющими температуру ниже температуры насыщения водяных паров при их парциальном давлении, происходит конденсация водяных паров, т.е. появление росы. Температура, при которой начинается конденсация влаги на поверхности, называется термодинамической температурой точки росы, или просто температурой росы. Температура точки росы чистых водяных паров при их парциальном давлении в продуктах сгорания составляет 45-54 С. При наличии паров серной кислоты температура конденсации значительно увеличивается и может достигать 140-160 С. Для исключения низкотемпературной коррозии необходимо иметь температуру металла воздухоподогревателя на 10-15 С выше температуры конденсации дымовых газов, однако это экономически оправдано лишь при сжигании малосернистых топлив.

Методы повышении коррозионной стойкости воздухоподогревателей – разнообразны. Обще принятым методом защиты от низкотемпературной газовой коррозии является повышение температуры металла выше точки росы за счет предварительного подогрева воздуха перед входом его в воздухоподогреватель. Это реализуется путем применения предварительного парового подогрева воздуха в специальных калориферах, либо путем рециркуляции части горячего воздуха на вход в воздухоподогреватель. Недостатком метода является неизбежное повышение температуры уходящих газов (примерно на 50-70 % от величины повышения температуры воздуха) и, следовательно, потери экономичности котла. В связи с этим, предварительный подогрев воздуха ограничивают температурой, при которой имеет место слабая коррозия металла, при этом незначительно снижается КПД котла, а поверхность нагрева может длительно работать. Минимальные значения температур предварительного подогрева воздуха при сжигании различных видов топлива, регламентируется ПТЭ. Известны и другие методы борьбы с низкотемпературной коррозией воздухоподогревателей: покрытие металла коррозионно-стойкими эмалями; использование некорродирующих материалов (боросиликатное стекло); снижение коррозионной агрессивности продуктов сгорания за счет введения нейтрализующих присадок.

2.2.4.4. Сведения о материале труб поверхностей нагрева котла

Поверхности нагрева энергетических котлов изготовляются из стальных труб. При этом используются: углеродистые, легированные, высоколегированные хромистые и высоколегированные хромоникелевые аустенитные стали [21].

Компонентами углеродистой стали являются железо и углерод. В легированной стали, кроме железа и углерода, содержатся еще и легирующие элементы. В качестве легирующих элементов используют: марганец (Г), кремний (С), хром (Х), никель (Н), молибден (М), вольфрам (В), ванадий (Ф), титан (Т), алюминий (Ю), медь (Д), фосфор (П), цирконий (Ц) и другие.

Ввод в состав сталей легирующих элементов придает им новые свойства. Хром, к примеру, повышает коррозионную стойкость стали. Вольфрам, ванадий и молибден повышают жаропрочность. Никель, введенный в состав стали, позволяет получить высокие технологические свойства: сталь хорошо сваривается, обладает хорошей деформационной способностью вследствие высокой пластичности. Титан играет роль стабилизирующей добавки, делающей более стойкой структуру стали, и предотвращает склонность стали к коррозионному растрескиванию. Высоко легированные (содержание легирующих элементов более 10 %) стали могут надежно работать при высоких температурах или в контакте с агрессивными средами. Основное назначение легирования – повышение жаропрочности и жаростойкости стали.

Жаропрочность – это способность металла противостоять механическим нагрузкам при высоких температурах.

Жаропрочность – это способность металла сопротивляться окалинообразованию при высоких температурах.

Химический состав, механические свойства, а также результаты технологических испытаний и металлографических исследований труб должны отвечать требованиям соответствующих стандартов и технических условий.

Материалы для изготовления поверхностей нагрева выбираются разработчиками с учетом параметров внутренней и внешней сред и в зависимости от условий их работы.

Условия работы металла труб в котельных установках определяется тремя факторами: температурой, действующими напряжениями и сроком службы металла. Наиболее ответственным фактором является температура металла, которая определяет надежность эксплуатации и предопределяет выбор марки стали и допускаемых напряжений. Действующие в металле напряжения и срок его службы как факторы работы металла также тесно связаны с температурой.

Далее значения предельных температур стенок труб приведены в соответствующей таблице.

Марка стали	Предельная температура труб, C, не более
	Труб поверхностей нагрева котла	Коллекторов и трубопроводов котла
10, 20 15ГС 15ХМ 12Х1МФ 12Х2МФСР 12Х11В2МФ 12Х18Н12Т	500 450 550 585 585 620 640	450 450 550 570 - - 610

2.3. Назначение и структура принципиальных технологических схем

котельной установки

2.3.1. Схема питания и заполнения котла

Схема питательных трубопроводов идущих от общестанционных коллекторов холодной и горячей питательной воды (рис. 2.1) до барабана котла, принято считать схемой питания в пределах котла.

Схема питания обеспечивает поддержания постоянного уровня воды в барабане котла эксплуатируемого в регулировочном диапазоне нагрузок, в режимах пуска и останова, что является одним из основных условий нормальной эксплуатации котельной установки. Между расходом питательной воды (Dп.в.) и паропроизводительностью котла (D) должно поддерживаться соотношение

где Dпр - расход непрерывной и периодической продувки котла;

Dут - расход питательной воды компенсирующей утечки через неплотности и технологические линии (пробоотборные точки; солемеры и т. п.).

При соблюдении этого условия, уровень воды в барабане котла поддерживается постоянным. Нарушение этого соотношения ведет к изменению уровня воды в барабане контролируемого по водомерным колонкам или сниженным приборам контроля уровня. Ввиду малого водосодержания современных котлов, колебания в подаче питательной воды ограничены верхним и нижним предельными уровнями воды в барабане. Повышение уровня выше предельного, опасно увеличением капельной влажности пара поступающего в пароперегреватель, а в некоторых случаях и вероятностью заброса воды вплоть до проточной части турбины. Понижение уровня в барабане ниже предельно допустимого, опасно захватом насыщенного пара в опускные трубы, что может привести к нарушению циркуляции в контуре и повысить вероятность пережога экранных труб.

К настоящему времени существует несколько вариантов исполнений схем питания котла. Так существовавшие до 1957 г. правила Котлонадзора, регламентировали устройство двух питательных линий с индивидуальными, независимыми узлами регулирования расхода питательной воды и не менее двух вводов питания в барабан котла [16]. При этом регуляторы питания монтировали на одной отметке со щитом управления котла. То есть организовывались, так называемые, сниженные узлы питания (СУП) котла для того, чтобы в случае выхода из строя автоматики питания машинист котла мог вручную регулировать уровень воды в барабане. Существующие двухниточные питательные схемы позволяли, в случае повреждения арматуры, на ходу перейти на запасную линию с отключением неисправного участка. В действительности вследствие низкого качества арматуры такие переключения нередко были невозможны. В дальнейшем, на более современных котлах, была проверена в длительной эксплуатации схема питания только с одной ниткой питательных трубопроводов, присоединенных через развилку к двум главным питательным магистралям котельной.

В настоящее время на новых электростанциях схемы питания, как правило, выполняются однониточными и, в случае большого числа параллельно включенных котлов, с двумя питательными магистралями котельной.

На рис. 2.3 представлена однониточная схема питания современного барабанного котла. Сниженный узел питания схемы включает три регулятора питания котла (РПК) с разными условными диаметрами. Расход питательной воды регулируется степенью открытия регуляторов. РПК включены параллельно и позволяют обеспечить равномерное питание котла, при минимальных перепадах давления на регулирующих клапанах, во всех режимах работы котлоагрегата. При минимальной подпитке, что характерно для пуска котла, используется, так называемый, растопочный РПК с минимальной пропускной способностью. При увеличении паропроизводительности котла требуется больший расход питательной воды, что обеспечивается своевременным включением регуляторов питания с большим условным диаметром и соответственно с большей пропускной способностью. Для снижения перепада давления на растопочном РПК, после него монтируется специальная дроссельная вставка 3 с набором дроссельных шайб, “съедающая” часть этого перепада. Управление РПК, кроме первоначального этапа растопки, должна осуществляться автоматически; возможно также дистанционное управление с теплового щита управления котлом, и ручное, по месту установки регуляторов питания.

Для вывода из работы соответствующего регулятора или полного отключения питания котла, на сниженном узле питания устанавливаются электрофицированные задвижки 3, управляемые персоналом или от автоматической системы защиты котла.

Рис. 2.3. Принципиальная схема питания и заполнения котла

1,2,5 – запорная арматура; 3 – дроссельная вставка; 4 – обратный клапан; 6 – байпасный трубопровод "помимо КУ" с запорной арматурой; 7 – трубопровод рециркуляции с запорной арматурой; 8 – трубопровод аварийного сброса уровня; ИПК – импульсный предохранительный клапан; КИП – контрольно измерительные приборы; РАС – расширитель аварийного сброса уровня; РПП – расширитель периодической продувки; РНП – расширитель непрерывной продувки; КУ – конденсационная установка; СУП – сниженный узел питания; А Впр – трубопровод аварийного впрыска; КХПВ, КГПВ – соответственно, коллекторы холодной и горячей питательной воды; ВУК –водоуказательная колонка; ВЦ – выносной циклон; ПОТ – проботборная точка; Др.н, Пер.н – соответственно, дренажные и перекачивающие насосы.

Для исключения опорожнения котла, при снижении давления питательной воды ниже давления в барабане, и предотвращения вскипания рабочей среды в водяном тракте котла – предусмотрена установка обратного клапана 4.

Устанавливаемая за обратным клапаном задвижка 5, с ручным или электрофицированным приводом предназначена, в основном, для вывода в ремонт РПК или электрофицированной арматуры СУП, в случаях наличия избыточного давления в барабане котла.

Структура схемы питания котла на участке от задвижки до барабана котла зависит от схемы регулирования температуры перегретого пара. По этому принципу можно выделить два типа схем: схема питания с конденсационной установкой, и схема питания с поверхностными пароохладителями. В рассматриваемом случае, разбирается схема с конденсационной установкой (КУ), установленной в рассечку между экономайзером первой и второй ступени. При этом байпасные трубопроводы 6 помимо конденсационных установок и трубопровод рециркуляции 7, с соответствующей запорной арматурой, образуют, так называемый, контур циркуляции – барабан – экономайзер. Контур предназначен для защиты экономайзерных поверхностей нагрева от пережога в режимах пуска и останова котла, т.е. когда температура газов в конвективной шахте достаточно высокая, а устойчивый расход питательной воды через экономайзер – отсутствует. В режиме нормальной эксплуатации котла запорная арматура, на трубопроводе рециркуляции и байпасе помимо конденсационной установки, должна быть закрыта.

Схема питания котла, для обеспечения требований эксплуатации, оборудуется воздушниками и дренажами. Их установка должна удовлетворять следующим требованиям:

•  места врезок дренажей (воздушников) должны обеспечивать полное удаление жидкости (воздуха) из подключаемого участка;
•  места установки запорных вентилей на дренажах и воздушниках должны быть доступны для безопасного обслуживания персоналом;
•  удаление водовоздушной смеси из воздушников должно быть организовано и осуществляться в безопасное место;
•  удаление жидкости из дренажей должно быть также организовано в приямки или специальное расширители.

Для обеспечения плавного заполнения и опрессовки включаемых в работу участков схем на основной запорной арматуре монтируются специальные байпасные трубопроводы. Их пропускная способность ограничивается установкой запорных вентилей соответствующего диаметра (Dу 25;32) или дополнительной установкой дроссельных шайб.

Для случаев переполнения барабана котла, предусмотрен трубопровод аварийного сброса уровня 8, из барабана в расширитель аварийного сброса.

Согласно требований нормативно–технических документов [9], необходима установка дополнительной (второй) запорной арматуры на:

•  соединительных линиях водоуказательных колонок, если давление в барабане котла более 45 кг/см2;
•  байпасах основных задвижек питательных трубопроводов котла с централизованным питанием;
•  спускных трубопроводах экономайзера и нижних коллекторов котла с рабочим давлением более 60 кг/см2;
•  продувочных линиях котлов работающих с давлением более 8 кг/см2;
•  дренажах и воздушниках "до" и "после" сниженных узлов питания.

Схема питания оснащается контрольно-измерительными приборами измеряющими: расход, давление, температуру рабочей среды и температуру металла барабана.

Схема заполнения котла. Ранее отмечалось, что поддержание заданного уровня воды в барабане является одним из условий нормальной эксплуатации котла. Степень заполнения барабана котла характеризуется следующими терминами: нормальный уровень; высокий; низкий; верхний предельный, нижний предельный; растопочный (рис. 2.4).

Для большинства котлов нормальный уровень воды в барабане (Ннорм) находится ниже геометрической оси барабана и, поскольку уровень замеряется в миллиметрах, его принимают за нуль. Повышение уровня воды в барабане до первого предела () или понижении уровня (Нн) – фиксируется работой соответствующей звуковой и световой сигнализации выведенной на щит управления котлом. Диапазон изменения уровня от Нн до характеризуется как нормальный регулировочный диапазон.

При повышении уровня в барабане до второго предела (НIIв), предусмотрен аварийный сброс уровня в соответствующий расширитель (РАС), за счет автоматического открытия задвижки 8 на линии аварийного сброса. Причём данная блокировка работает таким образом, что при достижении нормального уровня, задвижка 8 – автоматически закрывается, исключая дальнейшее понижение уровня и потерю котловой воды. При достижении верхнего или нижнего предельных уровней воды в барабане (Нвп или Ннп) в работу вступает автоматическая система защиты действующая на аварийное отключение котла без выдержки времени. При этом в обоих случаях автоматически прекращается подпитка барабана котла (задвижки 2 закрываются) и открываются задвижки 6,7 на линии рециркуляции барабан-экономайзер.

Растопочный уровень (Нраст) является контрольным при заполнении котла перед его растопкой. Причем котел считается не заполненным, если уровень воды в барабане отсутствует или находится ниже растопочного.

При заполнении барабана котла должны соблюдаться следующие действия:

•  заполнение неостывшего барабана котла для проведения растопки разрешается при температуре металла верха опорожнённого барабана не выше 160 C;
•  заполнение барабана для гидроопресcовки запрещается, если температура металла верха опорожнённого барабана превышает 140 С;
•  температура воды подаваемой на заполнение неостывшего барабана, не должна отличаться более чем на 40 С от температуры металла низа барабана;
•  вода подаваемая на заполнение котла барабана должна быть деаэрированной;
•  заполнение барабана должно вестись медленно для исключения недопустимых температурных перекосов в металле барабана.

Для соблюдения этих требований в схему питания котла выполняют дополнительные врезки трубопроводов от технологических систем имеющих требуемые параметры рабочих сред, к примеру:

•  от дренажных насосов, перекачивающих конденсат от расширителей высокого, среднего и низкого давления, с температурой до 95 С, в зависимости от количества и параметров сбрасываемых в расширители потоков;
•  от перекачивающих насосов, подающих добавочную воду из деаэраторов атмосферного типа, с температурой 104-108 С;
•  от деаэраторов высокого давления, с которых питательная вода подается с температурой до 159 С.

Данная схема при заполнении котла предпочтительнее основной схемы питания, т.к. не требуется включения в работу сниженного узла питания и обеспечивается более медленное заполнение барабана. Возможно заполнение котла перед его растопкой и от других технологических систем: от баков слива из котлов, баков низких точек и пр. Кроме этого предпочтительнее заполнение котла вести через нижние коллектора экранов, т.к. в этом случае эффективнее удаляется воздух из экранных поверхностей нагрева и коллекторов.

В общем случае, схема питания и заполнения определяет надежность работы котла и при ее эксплуатации должны соблюдаться следующие принципы:

1. Особое внимание должно уделяться техническому состоянию (гидравлической плотности; настройке концевиков; отсутствию дефектов и правильному содержанию запорно-регулирующей арматуры, особенно той, которая задействована в автоматической системе защиты (2,6,7) и блокировок (8. рис. 2.3);

2. Не допускать заполнения сниженного узла питания без удаления воздуха, во избежание возникновения гидроударов и выхода из строя запорно-регулирующей арматуры, экономайзера, конденсационной установки;

3. Эксплуатационный персонал котельного цеха должен знать места врезок импульсных линий, термопар, проботборных точек и обслуживать их в соответствии с действующими на станции инструкциями;

4. Не допускается использование основной запорной арматуры в качестве регулирующих органов при работе котла или при заполнении питательных трубопроводов;

5. При появлении неплотностей в схеме персонал обязан локализовать протечки и обеспечить безопасность обслуживания, расположенного вблизи оборудования (огородить зону; вывесить предупредительные плакаты и т.п.);

6. В соответствии с требованиями производственных инструкций необходимо контролировать техническое состояние водоуказательных приборов и не реже двух раз в смену сверять показания уровней в барабане по водоуказательным колонкам и сниженным приборам контроля;

7. Котел должен быть немедленно остановлен и отключен при следующих нарушениях в работе системы питания барабанного котла:

а) при недопустимом (предельном) повышении или понижении уровня воды в барабане;

б) при выходе из строя всех приборов контроля уровня воды в барабане;

в) в случае быстрого снижения уровня воды в барабане, не смотря на усиленное питание котла;

г) в случае отключения всех питательных насосов;

д) в случае разрыва питательных трубопроводов;

8. Котел должен быть остановлен по распоряжению технического руководителя ТЭС при следующих нарушениях в системе питания барабанного котла:

а) в случае обнаружения свищей в питательных трубопроводах, а также течей и парений в арматуре;

б) при выходе из строя всех дистанционных указателей уровня воды в барабане котла;

в) неисправности устройств дистанционного и автоматического управления и контроля измерительных приборов.

2.3.2. Схема паропроводов острого пара

Система паропроводов острого пара котельной установки (рис. 2.5) предназначена для транспортировки пара заданных параметров, от котла в общестанционный паропровод и в главные паропроводы турбины. Схема (рис. 2.5) включает: соединительный паропровод, растопочный узел и элементы защиты котла.

Соединительным - считается паропровод идущий от паросборной камеры котла до второй отключающей задвижки (ГПЗ-2). Прогрев соединительного паропровода входит в перечень ответственных пусковых операций на котле. При этом оперативный персонал обязан строго соблюдать скорость прогрева паропровода, а тепломеханическое состояние соединительного паропровода является одним из важнейших определяющих критериев, при решении вопросов о моменте включения котла в общестанционный паровой коллектор. Согласно требований ПТЭ, разрешается включение котла в параллельную работу (т.е. включение в общестанционный паровой коллектор), если:

давление в соединительном паропроводе равно давлению в общестанционном паровом коллекторе;

температура свежего пара перед ГПЗ-3 отличается не более чем на 5 С от температуры пара в общестанционном паровом коллекторе и отсутствует защемление соединительного паропровода.

Рис. 2.5. Схема паропроводов острого пара

Б – барботер; РР – растопочный расширитель; РРОУ - растопочное редукционно-охладительное устройство; ПЛК - промышленная ливневая канализация; ГЗУ - система гидрозолоудаления; ГПЗ – главная паровая задвижка; Др – дренаж; РД – регулятор давления; КСН – коллектор собственных нужд; ПСК – паросборная камера; КПП – конвективный пароперегреватель; ППП – продувка пароперегревателя; РВД – расширитель дренажей высокого давления; пит. вода – питательная вода.

В общем случае, для обеспечения требуемых условий эксплуатации (пуска, останова, вывода в ремонт) соединительный паропровод оборудуется:

•  байпасными трубопроводами помимо каждой задвижки, обеспечивающими регулируемый пропуск пара в прогреваемый участок паропровода, за счет изменения степени открытия запорной арматуры устанавливаемой на байпасе;
•  дренажными трубопроводами, установленными перед задвижками и обеспечивающими сброс рабочей среды: в атмосферу, до момента прекращения массовой конденсации пара в прогреваемом участке паропровода (до Рпе = 0,5 МПа); и на расширитель дренажей высокого давления, при отсутствии конденсата в сбрасываемой с паропровода паровой среде;
•  термопарами устанавливаемыми в конце каждого тупикового участка (т.е. перед каждой задвижкой по ходу пара), для замера температуры рабочей среды и металла паропровода;
•  импульсными линиями для дистанционного питания и прямого замера давления в паропроводе;
•  указателями тепловых расширений паропровода (реперами).

Растопочный узел включает: растопочный расширитель (РР), барботер (Б), растопочное редукционно-охладительное устройство (РРОУ) и выполняется, как правило в виде одного комплекса на два или три котла. Растопочный узел используется для растопки котла для подъема параметров до уровня обеспечивающего включение котла в общестанционный паровой коллектор. Причем если качество острого пара при растопке не удовлетворяет требованиям ПТЭ - растопочный пар сбрасывается, через растопочный расширитель и барботер, в промышленную ливнёвую канализацию (ПЛК) или в систему гидрозолоудаления (ГЗУ). Если качество пара удовлетворяет требованиям ПТЭ, но давление растопочного пара ниже давления пара в общестанционном коллекторе – растопку ведут через РРОУ и растопочный пар используется для собственных нужд станции.

Для обеспечения надёжной и безопасной эксплуатации, растопочный узел имеет аналогичные, соединительному паропроводу, элементы обвязки: байпасные трубопроводы, дренажные системы, контрольно-измерительные приборы.

При эксплуатации растопочного узла необходимо руководствоваться следующими принципами:

•  включение РРОУ в работу должно осуществляться только по согласованию с персоналом химического цеха, при качестве растопочного пара удовлетворяющим требования ПТЭ;
•  включение РРОУ в работу осуществляется при давлении растопочного пара за котлом не ниже 13 кг/см2;
•  температура пара за РРОУ должна поддерживаться на уровне 260 С;
•  при растопке котла на РРОУ регулятор давления перед РРОУ должен быть полностью открыт, при этом, соответствующие регуляторы давления регулируемых отборов турбины должны быть выведены в автоматический режим работы;
•  не допускается эксплуатация РРОУ при неисправных: предохранительных клапанах, узла впрыска, системы КИП.

К элементам защиты котла, установленным в схеме паропроводов острого пара, относятся:

- импульсные предохранительные клапана (ИПК). Они устанавливаются на барабане котла и на паросборной камере, в количестве не менее двух. ИПК работают по принципу прямого действия и предназначены для подачи пара, в качестве силовой среды, на главный предохранительный клапан, с целью его открытия и повышения давления в котле сверх допустимого, путем выпуска рабочей среды в атмосферу или утилизационную систему. В схеме обвязки котлов используется в основном, рычажно-грузовые ИПК. На открытие при заданном давлении, они настраиваются путём перестановки груза на рычаге в соответствующее положение. Кроме этого, ИПК могут быть открыты принудительно, независимо от давления пара за котлом, от воздействия специальных индуктивных катушек вмонтированных в конструкцию клапана и управляемых, как правило, со щита управления котлом;

- главные предохранительные клапаны (непрямого действия) устанавливаются на выходном коллекторе не отключаемого пароперегревателя или на паропроводе до главного запорного органа (до ГПЗ-1), в количестве не менее двух клапанов и с суммарной пропускной способностью не менее часовой паропроизводительности котла. Предохранительные клапаны оборудуются специальными отводными трубами, предохраняющими обслуживающий персонал от ожогов при срабатывании клапанов. Отводные трубы обеспечивают выход пара из котла в безопасное место и снабжаются устройством, для слива скапливающегося в них конденсата, в большинстве случаев выполненных в виде постоянно действующего дренажа;

- паропровод продувки пароперегревателя – предназначен для защиты пароперегревательных поверхностей в период растопки или отключения котла, когда расход пара в паропроводе мал или вообще отсутствует, а тепловыделение в топке котла – значительное. Запорная арматура на продувочном паропроводе может открываться автоматически, от действия автоматической системы защиты при останове котла, или от воздействия персонала на соответствующий ключ управления задвижкой.

В общем случае, на паропроводы острого пара распространяются требования “Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды”. При эксплуатации трубопроводов и арматуры в соответствии с действующими инструкциями должны контролироваться:

•  размеры тепловых перемещений паропроводов и их соответствия расчетным значениям по показаниям индикаторов;
•  отсутствие защемлений и повышенной вибрации паропроводов;
•  плотность предохранительных устройств, арматуры и фланцевых разъемов;
•  температурный режим работы металла при пусках и остановах;
•  состояние опор и подвесов;
•  герметичность сальниковых уплотнений;
•  соответствие показаний указателей положения регулирующей арматуры на щитах управления ее фактическому положению;
•  наличие смазки подшипников в редукторах электропривода арматуры.

Перед включением паропроводов в работу должны быть проверены комплектность и исправность элементов обвязки паропроводов:

•  тепловой изоляции;
•  индикаторов тепловых перемещений;
•  дренажей;
•  воздушников, предохранительных устройств;
•  легкость хода подвижных частей арматуры;
•  соответствие сигнализации крайних положений запорной арматуры на щитах управления ее фактическому положению.

При заполнении неостывших паропроводов должен осуществляться контроль разности температур стенок паропровода и рабочей средой, которая должна быть выдержана в пределах расчётных значений.

Котел должен быть немедленно остановлен и отключен действиями защит или персоналом при следующих нарушениях в работе системы паропроводов острого пара:

а) при прекращении действия более 50 % предохранительных клапанов или других заменяющих их предохранительных устройств;

б) при недопустимом повышении давления в пароводяном тракте котла;

в) в случае разрыва или обнаружения трещин, вспучин в паропроводах острого пара.

1.  Схема мазутопроводов в пределах котла

Мазут на тепловых энергетических станциях может использоваться в качестве основного, резервного и растопочного топлива. Во всех случаях перед сжиганием, мазут специальным образом подготавливается и подается в топку в распыленном состоянии.

Технологический процесс подготовки и подачи мазута к котлам включает несколько стадий [8]. В начале, на мазутном хозяйстве ТЭС, осуществляется разогрев и слив мазута из цистерн в специально оборудованные приемные емкости (рис. 2.6).

Рис.2.6. Принципиальная схема приготовления мазута

1 – магистральный напорный мазутопровод; 2 – магистральный мазутопровод рециркуляции; 3 – узел рециркуляции; 4 – отключающая арматура; 5 – бак хранения мазута; ПМ – подогреватель мазута; ПН – погружной перекачивающий насос; ФГО – механический фильтр грубой очистки; ФТО – механический фильтр тонкой очистки; ГМН-1,2 – главный мазутный насос первой и второй ступени.

Из них, погружными насосами, мазут прокачивается через фильтры и, после очистки от механический примесей, сливается в наружные баки хранения мазута. Так как разогрев мазута в цистернах осуществляется, в основном, открытым паром, образующийся при этом конденсат вместе с мазутом попадает в баки хранения. Поэтому для исключения расслоения мазута и влаги, предупреждения накопления загрязнений в нижней части резервуара и обеспечения равномерной температуры и вязкости по всему объему, мазут в расходных баках хранения перемешивается, за счет организации циркуляции, и подогревается до температуры 75-90 С.

Из баков хранения главными мазутными насосами мазут, предварительно подогретый в мазутном подогревателе и очищенный от механических примесей в фильтре тонкой очистки, подается в напорные магистральные мазутопроводы. Для повышения надежности работы ТЭС, в большинстве схем, монтируются два мазутопровода.

Давление мазута в напорных магистральных мазутопроводах поддерживается на уровне, обеспечивающем качественный распыл мазута в форсунках и определяется, в основном, типом мазутных форсунок, устанавливаемых на котле. В случае применения на котлах механических форсунок, эксплуатируемых при сравнительно высоких давлениях (до 4,5 МПа), необходимый напор для перекачки мазута обеспечивается работой последовательно установленных главных мазутных насосов первой и второй ступени.

Температура мазута, подаваемого в напорные магистральные мазутопроводы, определяется оперативным состоянием мазутопроводов и маркой мазута. Так, широко используемый в энергетике, мазут марки М100 подогревают до 120-135 С; мазут марки М40 – до 75-115 С. В случае содержания магистральных мазутопроводов  в резерве, температура мазута в них поддерживается на уровне 90 С, переходя из соображения экономии энергетических затрат, на подготовку мазута к сжиганию.

Напорные магистральные мазутопроводы обеспечивают транспортировку и распределение подготовленного мазута (соответствующего качества и параметров) по объектам ТЭС: в котельное отделение главного корпуса; на пусковую котельную; на пиковый водогрейный комплекс.

Для исключения захолаживания мазута в напорных магистральных мазутопроводах, в случае полного останова котлов какого–либо объекта, предусматривается прокладка дополнительного магистрального мазутопровода рециркуляции и устройства регулирующего узла (задвижки) на перемычке, соединяющей магистральные напорные мазутопроводы и мазутопровод рециркуляции. Такая схема позволяет обеспечить циркуляцию мазута: через напорные магистральные мазутопроводы, регулирующий узел и магистральный мазутопровод рециркуляции – в бак хранения мазута. При этом расход мазута по линии рециркуляции должен быть минимальный, но достаточный для того, чтобы обеспечивались номинальные параметры мазута (Р  МПа; Т С) в напорном магистральном мазутопроводе и необходимая температура мазута в том баке хранения, куда заведена рециркуляция.

Исходя из условий безопасности обслуживания, все мазутопроводы оборудуются тепловой изоляцией и окожуховываются жестью. Кроме того, магистральные мазутопроводы, проложенные к объектам по территории ТЭС оборудуются, так называемыми, спутниками мазутопроводов, предназначенными для исключения захолаживания мазута в мазутопроводах, в случае прекращения его расхода при температуре окружающего воздуха ниже +10 С. Спутники мазутопроводов выполняют из стальных труб малого диаметра (DУ 25;32) и прокладываются совместно, под одной тепловой изоляцией, с магистральными напорными мазутопроводами и мазутопроводами рециркуляции. Пар на спутники подают из парового коллектора собственных нужд давлением 1,3 МПа; дренаж сбрасывается в расширитель дренажей низкого давления.

Подача мазута, подготовленного к сжиганию, непосредственно к форсункам горелочных устройств осуществляется от, так называемой, схемы мазутопроводов в пределах котла (рис. 2.7). В общем случае, схема должна обеспечивать:

•  поддержание требуемых параметров мазута перед форсунками, обеспечивающих качественный его распыл при всех режимах эксплуатации котла;
•  возможность плавного регулирования расхода мазута, подаваемого к форсункам;
•  возможность изменения нагрузки котла в регулировочном диапазоне нагрузок без отключения форсунок;
•  исключение застывания мазута в мазутопроводах котла при выведенных из работы форсунках;
•  возможность вывода мазутопроводов в ремонт и полное удаление при этом остатков мазута из отключаемых участков мазутопровода;
•  возможность пропарки (продувки) отключенных (включаемых) мазутных форсунок;

Рис.2.7. Принципиальная схема мазутопроводов в пределах котла

1 – напорный мазутопровод; 2 – мазутопровод рециркуляции; КСН – паровой коллектор собственных нужд; РДП – регулятор давления пара; ЗМ, ЗМР – задвижки мазутные на напоре и рециркуляции; ОКМ, ОКМР – отсечной клапан мазутный на напоре и рециркуляции; РДМ, РДМР – регулятор давления на напоре и рециркуляции; Др. – дренаж.

•  возможность быстрой установки (снятия) форсунки в горелочное устройство;
•  быстрое и надежное отключение подачи мазута в топку, в режимах аварийного останова котла.

Структура схемы мазутопроводов котла зависит, в основном, от типа применяемых мазутных форсунок. На рис. 2.7 представлена принципиальная схема мазутопроводов в пределах обвязки котла с паромеханическими форсунками. Схема включает напорный мазутопровод, подключенный через отключающую задвижку 3М-1 к магистральному напорному мазутопроводу, с которого осуществляется распределение мазута по форсункам горелочных устройств котла. Напорный мазутопровод соединяется также через отключающую задвижку 3МР, с магистральным мазутопроводом рециркуляции. Такая схема подключения позволяет поддерживать требуемую температуру, а в некоторых случаях, и давление мазута в напорном мазутопроводе за счет организации рециркуляции в мазутопроводах котла. При этом расход мазута на рециркуляцию регулируется специальным регулятором (РДМР) и должен быть минимальный, но достаточный для того, чтобы обеспечивалась требуемая его температура на всех нагрузках котла.

Подача мазута от напорного мазутопровода к форсункам котла осуществляется через соединительные мазутопроводы, на которых, как правило, устанавливаются по два запорных вентиля, один из которых, оборудуется электроприводом и управление вентилем осуществляется дистанционно, а также от автоматической системы защиты при аварийных остановах котла. Для осуществления быстрой установки или снятия мазутной форсунки, узел крепления с соединительным мазутопроводом выполнен в виде легкосъёмного соединения (резьбового или фланцевого).

Расход мазута, поступающего в схему мазутопроводов котла от магистральных мазутопроводов, и, соответственно, производительность форсунок устанавливается регулятором давления мазута (РДМ) и замедляется расходомерным устройством. Управление регуляторами (РДМ и РДМР) выводится на щит управления котлом.

Для осуществления быстрого и надежного отключения подачи мазута в топку котла, в схеме предусмотрено:

•  установка отсечных мазутных клапанов на подаче мазута в мазутопроводы котла (ОКМ) и на сбросе в магистральный мазутопровод рециркуляции (ОКМР);
•  установка дополнительной запорной арматуры на подачу мазута в мазутопроводы котла (ЗМ-2) и непосредственно перед каждой форсункой (МФ1,2,…).

В некоторых случаях, вместо отсечного клапана на линии рециркуляции (ОКМР) устанавливают обратный клапан основное подключение которого состоит в том, чтобы исключить попадание мазута в мазутопроводы котла со стороны магистрального мазутопровода рециркуляции, при аварийных остановах котла.

Эксплуатация мазутопроводов котла практически невозможна без использования пара. В случае применения комбинированных паромеханических и паровых форсунок, пар используется для распыла мазута. Охлаждение отключенных форсунок при работающем котле, также осуществляется паром. Пар используется для пропарки (очистки от остатков мазута) мазутопроводов котла при выводе их в ремонт и для предварительной опрессовки мазутопроводов и арматуры при оценки их герметичности.

Для реализации этих задач на каждом котле, используемом для сжигания мазута, монтируется, так называемое паровое кольцо котла. Пар, паровое кольцо, подаётся от общестанционного парового коллектора собственных нужд давлением 0,8-1,3 МПа. Паровое кольцо должно оборудоваться (запорной и регулирующей  арматурой, дренажами, воздушниками, контрольно-измерительными приборами и пр.) таким образом, чтобы исключить попадание мазута в паровой коллектор собственных нужд и далее в пароводяной тракт станции. Особенно актуально это требование при использовании на котлах механических и паромеханических форсунок, т.к. давление мазута, в этих случаях, может быть выше давления пара в коллекторе собственных нужд.

Отмеченное требование в мазутопроводах котла с паромеханическими форсунками обеспечивается следующими мероприятиями:

•  на линии подвода пара от коллектора собственных нужд к паровому кольцу котла устанавливается, как правило, два запорных устройства и обратный клапан;
•  на линии подвода пара к соединительному мазутопроводу для пропарки форсунок и к форсункам для распыла мазута – устанавливаются: обратный клапан, запорные вентили и устройства (фланцевый или резьбовой разъем) обеспечивающие видимый разъем паропроводов;
•  на паропроводе подвода пара к напорному мазутопроводу, для организации его пропарки перед выводом в ремонт, монтируется фланцевый разъем и при нормальной эксплуатации мазутного кольца, указанный паропровод отключается.

Для организации правильного прогрева, паровое кольцо котла оборудуется дренажами, воздушниками и байпасными трубопроводами.

На все паропроводы, мазутопроводы и арматуру наносится тепловая изоляция и окожуховка из мягкой листовой жести.

Для обеспечения экономичной, надежной и безопасной эксплуатации мазутопрводы в пределах котла оборудуются: контрольно-измерительными приборами, блокировками, сигнализацией и автоматической системой защиты.

Основными контролируемыми параметрами в схеме мазутопроводов котла являются:

•  давление мазута в магистральных мазутопроводах и перед форсунками;
•  расход мазута на котел;
•  температура мазута в напорном мазутопроводе;
•  давление пара в паровом кольце.

Для исключения разлива мазута, погасания факела и “хлопков” в топке, в схеме мазутопроводов котла вводятся блокировки запрещающие подачу мазута в форсунки, в следующих случаях:

•  при отсутствии вентиляции топки перед розжигом форсунки;
•  при отсутствии запального факела в растопочной горелке;
•  при отсутствии подачи пара в паровую форсунку;
•  при отсутствии подачи воздуха в горелку;
•  при погосании факела растопочной форсунки;
•  запрещается подача мазута в основные форсунки, пока не включены растопочные.

Для исключения поломок оборудования котельной установки и обеспечения безопасности обслуживающего персонала, а также в соответствии с требованиями НТД, схема мазутопроводов оборудуется средствами автоматической защиты котла. Автоматическая система защиты действует на отключение мазутопроводов котла: от магистральных мазутопроводв и от включённых в работу форсунок - в следующих случаях:

•  при недопустимом понижении (повышении) давления мазута перед форсунками;
•  при недопустимых отклонениях контролируемых параметров, в других системах котла, влекущих аварийный останов котла (недопустимое отклонение уровня в барабане котла;
•  аварийное отключение тягодутьевых механизмов;
•  аварийное понижение температуры перегретого пара и т.д.).

Автоматическая система защиты действует на отключение подачи мазута к основным форсункам, в случае недопустимого повышения давления или температуры перегретого пара за котлом. В этом случае автоматически осуществляется, так называемая, аварийная разгрузка котла и в работе остаются только растопочные мазутные форсунки.

В работе системы автоматической защиты котла, задействована следующая защитно-запорная арматура:

•  отсечные мазутные клапана: ОКМ, ОКМР;
•  электрофицированная запорная арматура: на запорном мазутопроводе (ЗМ-2) и перед мазутными форсунками (МФ-1,2..n)

Проверка действия защиты организуется в следующих случаях:

•  в соответствии с графиком;
•  в случае вывода из работы схемы мазутопроводов на срок более трех суток;
•  при выявленной неисправности защиты;
•  после проведения ремонта элементов защиты.

Для предупреждения персонала о выходе контролируемых параметров из регулировочного диапазона, котел оборудуется средствами звуковой и световой сигнализации. Обслуживающий персонал обязан четко реагировать на работу сигнализации и своевременно принимать соответствующие меры по нормализации контролируемого параметра.

Котел должен быть немедленно остановлен и отключен при следующих неисправностях в схеме мазутопроводов котла:

•  при погасании факела в топке;
•  при недопустимом понижении давления мазута перед форсунками котла, работающего только на мазуте;
•  при разрыве мазутопроводов в пределах котла.

2.3.4. Схемы пылеприготовления

В современных энергетических паровых котлах твердое топливо сжигают в пылевидном состоянии. Подготовка топлива к сжиганию осуществляется в системе пылеприготовления, в которой производится его сушка, размол и дозирование специальными питателями. Для сушки топлива используют сушильные агенты. В качестве сушильных агентов используются воздух (горячий, слабоподогретый, холодный) и топочные газы (горячие, холодные), или то и другое вместе. После отдачи теплоты топливу сушильный агент называют – отработанным сушильным агентом.

Выбор системы пылеприготовления определяется видом топлива и его физико-химическими свойствами. Различают центральные и индивидуальные системы пылеприготовления. В центральных устройства сушки и размола топлива вынесены на, так называемые, пылезаводы, за пределы котельных цехов, и готовая угольная пыль может быть направлена к любому котлу, а в индивидуальных размещены вблизи котла и их работа связана с работой данного котла.

Наибольшее распространение получили индивидуальные системы пылеприготовления, выполненные по схеме с пылевым бункером, когда готовая пыль после отделения от сушильного агента поступает в пылевой бункер, а очищенный от пыли отработанный сушильный агент используется для транспортирования готовой пыли или сбрасывается в топочную камеру либо в атмосферу, и выполненные по схеме прямого вдувания, когда готовая пыль отработанным сушильным агентом транспортируется к горелкам топочного устройства.

Классификация пылесистем, имеющих преимущественное распространение на электростанциях Российской Федерации, представлена в таблице 2.3.

Классификация индивидуальных систем пылеприготовления.

Таблица 2.3

Индивидуальные системы пылеприготовления
с шаровыми барабанными мельницами и промбункером	прямого вдувания с молотковыми мельницами
1. С подсушкой угля горячим воздухом и подачей пыли в топку с помощью вентилятора горячего дутья (ВГД). 2. С подсушкой угля горячим воздухом и подачей пыли в топку с помощью мельничного вентилятора (МВ). 3. С подсушкой угля смесью топочных газов с горячим воздухом и подачей пыли в топку с помощью МВ. 4. С подсушкой угля смесью горячих и холодных газов и подачей пыли в топку с помощью МВ. 5. С подсушкой угля горячим воздухом и подачей пыли высокой концентрации с помощью воздуходувки.	1. Для работы под разряжением, с сушкой топлива горячим воздухом и с шахтным сепаратором пыли. 2. Для работы под давлением, с сушкой топлива горячим воздухом, с центробежным сепаратором пыли и индивидуальным вентилятором первичного воздуха. 3. Для работы под давлением, с сушкой топлива горячим воздухом, с центробежным сепаратором пыли и раздельными трактами первичного и вторичного воздуха.

В значительной степени схема пылеприготовления определяется типом размольного устройства. В основном используются молотковые мельницы (ММ), шаровые барабанные мельницы (ШБМ) и мельницы-вентиляторы (МВ). В схемах прямого вдувания преимущественно применяют молотковые мельницы и мельницы-вентиляторы, а в схемах с пылевыми бункерами – шаровые барабанные мельницы.

2.3.4.1. Схема пылеприготовления с ШБМ и бункером пыли

На рис. 2.8 —2.12 представлены индивидуальные схемы пылеприготовления с бункерами пыли.

Схема пылеприготовления с подсушкой угля горячим воздухом и подачей пыли в топку с помощью ВГД (рис. 2.8) в основном применяется для слабореакционных топлив типа АШ и тощих углей при высокой (не ниже 300 С) температуре горячего воздуха.

Рис. 2.8. Система пылеприготовления с подсушкой угля горячим воздухом

и подачей пыли в топку с помощью ВГД

1 – мельница; 2 – сепаратор; 3 – течка возврата из сепаратора; 4 – мигалка; 5 – бункер сырого угля; 6 – ПСУ; 7 – течка сырого угля; 8 – клапан присадки холодного воздуха; 9 – трубопровод рециркуляции; 10 – МВ; 11 – отсекающий шибер (штыревой шибер); 12 – ВГД; 13 – атмосферный клапан; 14 – трубопровод обвода ВГД; 15 – трубопровод охлаждения сбросных горелок; 16 – короб первичного воздуха; 17 – короб сбросного воздуха; 18 – трубопровод отсоса водяных паров; 19 – бункер пыли; 20 – циклон; 21 – сетка; 22 – перекидной шибер; 23 – шнек; 24 – топка; 25 – питатель пыли; 26 – течка пыли; 27 – сбросная горелка; 28 – пылеугольная горелка; 29 – короб вторичного воздуха к горелкам; 30 – воздухопровод от воздухоподогревателя;

пылевоздушная смесь;  воздух;  сырой уголь, пыль.

Пыль может транспортироваться к горелкам не только ВГД, но и дутьевым вентилятором котла (ДВ), если давление, развиваемое им, достаточно.

При подаче пыли в топку воздухом от ДВ последний должен работать независимо от нагрузки котла с давлением, необходимым для тракта первичного воздуха, а избыточное давление по тракту вторичного воздуха должно дросселироваться шиберами. Система с ВГД более экономична, но установка специального вентилятора усложняет компоновку.

Из БСУ 5 топливо подается ПСУ 6 через течку 7 и мигалку, служащую для предотвращения присосов холодного воздуха, во входную горловину мельницы 1. Сюда же по воздуховоду 30 подается горячий воздух после воздухоподогревателя котла. Для регулирования температуры сушильного агента предусматривается присадка холодного воздуха, поступающего из атмосферы через клапан 8. В мельнице производится размол и подсушка угля. Угольная пыль транспортируется из мельницы сушильным агентом в сепаратор 2. Крупные фракции, отделенные в сепараторе, направляются в мельницу по течкам возврата 3 для дополнительного размола. На течках возврата установлены конусные или лепестковые мигалки 4, предназначенные для исключения обратного движения сушильного агента.

Готовая пыль из сепаратора транспортируется сушильным агентом в циклон 20, в котором производится отделение пыли от воздуха. Уловленная пыль через течку с установленными на ней двумя мигалками и сеткой 21 (служит для улавливания щепы, поступающей в мельницу с углем) спускается в бункер пыли 19 данного котла либо направляется с помощью перекидного шибера 22 в реверсивный шнек 23, используемый для передачи пыли в пылевые бункеры соседних котлов.

Сушильный агент после циклона, содержащий до 15 % неуловленной угольной пыли, отсасывается МВ 10 и подается через сбросные горелки 27 в топку котла.

Снабжение пылью основных горелок 28 котла производится с помощью питателей пыли 25.

Горячий воздух для транспортирования пыли в основные горелки подается ВГД 12 в короб первичного воздуха 16 и далее пылепроводы.

Напорный короб МВ соединяется с входной горловиной мельницы трубопроводом рециркуляции 9, который служит для снижения температуры за мельницей и увеличения скорости воздуха в мельнице. Это необходимо при размалывании сухих углей, так как количество воздуха, требующегося для их сушки, невелико и скорость его в мельнице небольшая, в результате чего мельница не развивает требуемой производительности. Сбросные горелки при остановленной системе пылеприготовления охлаждаются горячим воздухом через трубопровод отвода ВГД 14 и трубопровод охлаждения сбросных горелок 15.

Схема пылеприготовления с подсушкой угля смесью топочных газов с горячим воздухом и подачей пыли в топку с помощью МВ (рис. 2.9) применяется при использовании влажных и взрывоопасных топлив.

В этой системе газы из топочной камеры отсасываются МВ, и к ним добавляется горячий воздух от воздухоподогревателя.

Пыль к горелкам 28 транспортируется мельничным (сушильным) агентом с помощью МВ 10. Подача пыли и охлаждение горелок при неработающей системе пылеприготовления производится воздухом через трубопровод 33 на сторону всасывания МВ.

Рис.2.9. Система пылеприготовления с подсушкой угля смесью топочных газов с горячим воздухом и подачей пыли в топку с помощью МВ

31 – трубопровод подачи топочных газов; 32 – трубопровод подачи смеси топочных газов с горячим воздухом; 33 – трубопровод подачи горячего воздуха на сторону всасывания МВ;

газовоздушная смесь; пылегазовоздушная смесь.

Остальные обозначения см. рис.2.8

Для менее влажных взрывоопасных топлив отсос газов для подсушки топлива производится из конвективного газохода котла. Обычно перед экономайзером или за ним. При этом в отличие от системы, приведенной на рис. 2.9, на линии подвода газов к мельнице устанавливается шибер и обычно предусматривается линия рециркуляции сушильного агента со стороны нагнетания МВ в газовоздуховод перед мельницей. Дымовые газы либо отсасываются МВ, либо для их подачи в систему пылеприготовления используется ДРГ котла.

Схему пылеприготовления с подсушкой топлива горячим воздухом и подачей пыли в топку МВ (рис. 2.10) можно использовать для всех видов топлива, кроме высокореакционных (типа газовых, длиннопламенных, канско-ачинских) и очень влажных. В отличие от схемы, приведенной на рис. 2.9, топливо подсушивается только горячим воздухом без смеси с газами. В системе предусмотрен трубопровод рециркуляции 9.

Рис. 2.10. Система пылеприготовления с подсушкой угля горячим воздухом и подачей пыли в топку с помощью МВ

Обозначения см. рис.2.8 и 2.9.

Для регулирования температуры аэросмеси за мельницей используется присадка холодного воздуха. С этой целью в некоторых системах пылеприготовления в мельницу подводится слабоподогретый воздух.

Схема пылеприготовления с подсушкой угля смесью горячих и холодных дымовых газов и подачей пыли в топку МВ (рис. 2.11) применяется при использовании взрывоопасных топлив (каменных газовых углей и др.). Горячие дымовые газы отсасываются из газохода перед или за экономайзером и подаются в систему пылеприготовления с помощью ДРГ. Холодные дымовые газы отсасываются из газохода за дымососами котла и подаются в систему пылеприготовления с помощью ДИГ (одним на две системы пылеприготовления). Для регулирования температуры сушильного агента помимо подачи холодных дымовых газов предусмотрена также рециркуляция части сушильного агента со стороны нагнетания МВ на вход в мельницу.

Пыль к горелкам транспортируется сушильным агентом с помощью МВ. Подача пыли при неработающей мельнице производится горячим воздухом через обводной трубопровод 36 на сторону всасывания МВ.

Одним из недостатков рассмотренных выше схем (2.8 – 2.11) является то, что для исключения отложений пыли в пылепроводах, необходимо поддерживать в них большие расходы и высокие скорости транспортирующего агента (2530 м/с). Это вызывает сильный износ пылепроводов на прямых и особенно на поворотных участках. При больших диаметрах (300-600 мм и более), устранение дефектов и замена изношенных участков пылепроводов сложна, а эксплуатация пылепроводов с «мелкими» дефектами приводит к повышенной запыленности в котельном цехе.

Рис. 2.11. Система пылеприготовления с подсушкой угля смесью горячих и холодных дымовых газов и подачей пыли в топку с помощью МВ

34 – ДРГ; 35 – трубопровод подачи горячих дымовых газов в систему пылеприготовления; 36 – обводной трубопровод; 37 – ДИГ; 38 – трубопровод подачи холодных дымовых газов в систему А пылеприготовления; 39 – то же в систему Б пылеприготовления

Остальные обозначения см. рис.2.8 и 2.9.

В последнее время все чаще в схемах пылеприготовления с бункерами пыли устанавливают пылепроводы высокой концентрации. На рис. 2.12 показан один из вариантов схемы пылеприготовления с транспортированием пыли высокой концентрации под давлением (ПВКд) с помощью воздуходувок. При этом пыль в смесителях смешивается с небольшим количеством воздуха, приобретает свойство текучести и подобно жидкости по наклонным пылепроводам малого диаметра (80-100 мм) с невысокими скоростями направляется к горелкам. Применяется также система высококонцентрированной подачи пыли к горелкам под разрежение (ПВКр) создаваемым с помощью паровых эжекторов. Указанный способ транспортирования пыли применяется в сочетании с системами пылеприготовления, использующими как воздушную, так и газовую сушку топлива.

Для всех видов топлива, кроме АШ и полуантрацитов, для предохранения оборудования от повреждений при взрыве на системах пылеприготовления устанавливаются предохранительные клапаны в местах, регламентируемых НТД.

Рис.2.12. Система пылеприготовления с подсушкой угля горячим воздухом и подачей пыли высокой концентрации в топку под давлением (ПВКд)

40 – воздуходувка; 41 – трубопровод высококонцентрированной подачи пыли

Остальные обозначения см. рис.2.8-2.11.

2.3.4.2. Системы пылеприготовления прямого вдувания с молотковыми мельницами

Системы пылеприготовления с молотковыми мельницами и прямым вдуванием пыли в топку применяются для размола высокореакционных бурах углей, горючих сланцев, фрезерного торфа и каменных углей с содержанием летучих веществ в горючей массе более 28.

Системами пылеприготовления с прямым вдуванием оснащаются котлы с твердым шлакоудалением.

Отличительной особенностью системы пылеприготовления с прямым вдуванием, воздушной сушкой топлива и шахтным сепаратором пыли (рис. 2.13) является незначительное ее аэродинамическое сопротивление, для преодоления которого оказывается достаточно полезного давления развиваемого вращением оснащенного билами ротора мельницы. Низкое, аэродинамическое сопротивление установки предопределяется простотой конструкции гравитационного сепаратора (полая шахта) и горелочного устройства, выполненного в виде открытой амбразуры или со встроенным в нее горизонтальным рассекателем потока аэросмеси, а также отсутствием развитой системы пылепроводов. Благодаря этому система работает под разрежением или небольшим давлением, значение которого в воздухопроводе перед мельницей не превышает 100-200 Па (10-20 кгс/м2). Низкое, аэродинамическое сопротивление системы пылеприготовления обусловливает небольшой удельный расход электроэнергии на пневмотранспорт пыли в топку котла.

Система пылеприготовления с шахтным сепаратором применяется только для размола высокореакционных топлив, требующих для экономичного сжигания грубого помола, характеризуемого остатком на сите с размером ячейки 90 мкм более 50 %.

Рис.2.13. Система пылеприготовления для работы под разряжением с прямым вдуванием пыли в попку котла, сушкой топлива горячим воздухом и шахтным сепаратором пыли

1 - бункер сырого топлива; 2 - питатель сырого топлива; 3 - взрывной (предохранительный) клапан; 4 - мигалка; 5 - устройство для нисходящей сушки топлива; 6 - мельница; 7 - сепаратор пыли; 8- горелочное устройство; 9- топка котла; 10 - дутьевой вентилятор; 11 - расходомерное устройство; 12 - воздухоподогреватель; 13 - сопло (шлица) для подачи воздуха в топку; 14 - воздухопроводы к другим мельницам или горелкам котла; 15-22 – клапаны (шиберы); 23 - атмосферный клапан; 24,25 - задвижки;  течка сырого топлива;  воздухопроводы;   трубопровод технической воды;  паропровод;

К недостаткам этой системы относятся большие габариты шахтных сепараторов для мощных мельниц, что не позволяет скомпоновать пылеприготовительное оборудование с топками современных котлов. По этой причине шахтно-мельничные топки на современных мощных котлах практически не применяются.

Системы пылеприготовления с молотковыми мельницами большой единичной производительности, прямым вдуванием пыли в топку, центробежными сепараторами пыли и индивидуальными вентиляторами первичного воздуха (ВПВ) перед мельницами (рис. 2.14) применяются на современных котлах, работающих на каменных углях с пониженной реакционной способностью типа экибастузского и оснащенных преимущественно регенеративными вращающимися воздухоподогревателями. Большая единичная производительность системы пылеприготовления, сравнительно небольшие габариты сепараторов пыли, развитая система пылепроводов в связи с подключением к одной мельнице через делитель пылевоздушной смеси нескольких горелок, установка в каналах первичного воздуха горелок регистров, завихривающих поток аэросмеси, предопределяют высокое аэродинамическое сопротивление системы до 3-3,5 кПа (300-350 кгс/м2). Для преодоления этого сопротивления, а также в целях защиты регенеративных вращающихся воздухоподогревателей от большого перепада давлений и неизбежного в таком

Рис.2.14. Система пылеприготовления для работы под давлением с прямым вдуванием пыли в топку котла, сушкой топлива горячим воздухом и индивидуальным вентилятором первичного воздуха перед мельницей

23 - быстродействующий запорный клапан (шибер); 25–27 - задвижка; 28 - индивидуальный вентилятор первичного воздуха; 29 - вентилятор уплотняющего воздуха (ВУВ); 30 - делитель пылевоздушной смеси; 31 - автоматический сбросной (противопомпажный) клапан; 32-35 - шиберы и клапаны.

Остальные обозначения смотри на рис.2.13.

случае увеличения перетоков воздуха в газоход котла (присосов) ВПВ (вентиляторы первичного дутья) установлены в воздухопроводах горячего воздуха за воздухоподогревателями непосредственно перед мельницами, Для обеспечения надежной работы уплотнений корпусов мельницы и питателя топлива располагаемого давления дутьевого вентилятора котла (рис. 2.13) уже недостаточно, и в описываемой системе пылеприготовления (рис. 2.14) для этой цели используются специальные высоконапорные воздуходувки 29.

Недостатком этой схемы является повышенный удельный расход электроэнергии на пылеприготовление вследствие работы ВПВ на горячем воздухе.

Представленная на рис. 2.15 система пылеприготовления, работающая также под высоким давлением, отличается от приведенной на рис. 2.14 тем, что в тракт первичного воздуха котла включен самостоятельный воздухоподогреватель с предвключенным ВПВ. Эта система пылеприготовления более экономична за счет меньшего потребления электроэнергии ВПВ, работающим на холодном воздухе.

Для обеспечения охлаждения воздухоподогревателя первичного воздуха при растопках и остановах котла, когда система пылеприготовления не работает, и при работе котла на неполном количестве мельниц в схеме предусмотрена перемычка с клапаном 37 в ней.

Котлы с раздельными трактами первичного и вторичного воздуха оснащаются трубчатыми воздухоподогревателями.

Рис. 2.15. Система пылеприготовления для работы под давлением с сушкой топлива горячим воздухом, с прямым вдуванием пыли в топку котла с раздельными трактами первичного и вторичного воздуха

36 - течки возврата грубой пыли из сепаратора в мельницу; 37 - клапан в перемычке между трактами первичного и вторичного воздуха; 38 - воздухоподогреватель первичного воздуха.

Остальные обозначения смотри на рис.2.13, 2.14.

2.3.4.3. Общие сведенья о контролируемых параметрах, защитах, блокировках, сигнализации в индивидуальных системах пылеприготовления

Системы пылеприготовления с ШБМ и молотковыми мельницами, надежной, безопасной и экономичной работы оборудуются: контрольно-измерительными приборами, технологическими защитами и блокировками, сигнализацией, автоматикой управления процессами и средствами дистанционного управления.

Перечень контролируемых параметров зависит, в основном, от вида размалываемого топлива, типа пылесистем и конструктивных особенностей используемого оборудования и механизмов.

Согласно ПТЭ, при эксплуатации пылеприготовительных установок должен быть организован контроль за следующими (основными) процессами, показателями и оборудованием:

•  бесперебойным поступлением топлива в мельницу;
•  уровнями в бункерах сырого угля и готовой пыли;
•   температурой сушильного агента и пылегазовоздушной смеси на выходе из подсушивающих и размольных установок для предотвращения её повышения сверх значений, регламентированных ПТЭ;
•  температурой пыли в бункере;
•  давлением сушильного агента перед подсушивающим устройством или мельницей, перед и за МВ;
•  сопротивлением мельниц;
•  содержанием кислорода в сушильном агенте в местах, предусмотренных “Правилами взрывобезопасности топливоподачи и установок для приготовления пылевидного топлива”;
•  давлением разряжения перед мельницами и в тракте системы пылеприготовления;
•   разряжением в бункере пыли.

Технологические защиты автоматически выполняют оперативные переключения, предотвращают развитие аварийных ситуаций, и обеспечивают аварийный останов пылесистемы в случаях:

•  аварийного останова котла;
•  аварийного останова мельниц;
•  взрывов пыли в системе пылеприготовления. Признаками взрыва является: сильный “хлопок”, выбивание пыли и газов из предохранительных клапанов; резкое повышение температуры за мельницей;
•  недопустимого повышения температуры пылегазовоздушной смеси за мельницей.

При аварийном останове пылесистемы от действия защиты, отключаются все механизмы: мельницы; ПСУ; пылепитатели; МВ; ВГД; воздуходувки.

Системы пылеприготовления с промбункером должны иметь блокировки, обеспечивающих отключение оборудования в следующих случаях:

•  при аварийном отключении мельницы отключаются все ПСУ;
•  при аварийном отключении всех МВ или одного из них когда другие не работают, в системах с подачей пыли сушильном агентом от МВ, должны отключаться мельницы, ПСУ и питатели пыли;
•  при отключении всех ВГД или одного из них когда другие не работают, в системах транспорта пыли горячим воздухом от ВГД, должны отключаться все питатели пыли, МВ, ПСУ и мельницы;
•  при отключении одного ВГД, в системах подачи пыли воздухом от ВГД и раздельными коробами первичного воздуха, должна отключаться соответствующая группа питателей пыли;
•  при отключении МВ, в системах с подачей пыли воздухом от дутьевого вентилятора, должны отключаться ПСУ и мельница;
•  во всех случаях останова МВ блокировка должна закрывать плотные отключающие устройства (шибера) на газовоздухопроводе перед мельницей.

Технологические блокировки в системах пылеприготовления прямого вдувания с молотковыми мельницами накладывают запрет на включение в работу механизмов, если не соблюдена принятая очередность их включения или не выполнены технологические условия, обеспечивающие надежную и безопасную эксплуатацию этих механизмов. К примеру, блокировки накладывают запрет на включение электродвигателя молотковой мельницы при:

•  отсутствии протока воды, охлаждающей вал мельницы;
•  неработающих вентиляторах обдува электродвигателя мельницы.

Кроме этого, технологические блокировки автоматически отключают всё предвключенное, аварийно или планово отключенному механизму, оборудование: дозатор комбинированного питателя сырого угля, транспортер питателя, мельницу, вентилятор первичного воздуха (мельничный вентилятор).

Системы пылеприготовления оснащаются светозвуковой сигнализацией, действующей при следующих нарушениях в работе:

•  внезапном отключении электродвигателей пылеприготовительного оборудования;
•  срабатывании технологических защит и блокировок;
•  недопустимом изменении контролируемых параметров указанных выше.

При эксплуатации пылесистем оперативный персонал должен руководствоваться следующими организационными принципами:

•  все исправные пылесистемы с прямым вдуванием при нагрузке котла 10060 % от номинальной, как правило, должны быть в работе;
•  режим работы пылесистем должен быть организован в соответствии с режимной картой, разработанной на основе заводских характеристик и испытаний;
•  пуск и эксплуатация пылесистем с неисправными системами сигнализации, защит и блокировок запрещается;
•  для предупреждения конденсации влаги и налипания пыли на элементах оборудования перед пуском должен быть обеспечен прогрев систем пылеприготовления, режим которого должен быть установлен местной инструкцией;
•  для предупреждения слеживания пыли в бункерах она должна периодически (согласно местным инструкциям) срабатываться до минимального уровня;
•  при останове пылесистем на срок, превышающий предельный срок хранения пыли в бункерах, пыль должна быть полностью сработана в топку работающего котла, бункеры осмотрены и очищены;
•  подавать пыль в топку неработающего котла запрещается;
•   начало подачи в топку угольной пыли на котлах работающих на топливах с выходом летучих менее 15 %, разрешается при тепловой нагрузке топки на растопочном топливе не ниже 30 % номинальной. При работе на топливах с выходом летучих более 15 % разрешается подача пыли при меньшей тепловой нагрузке, которая устанавливается местной инструкцией;
•  в помещениях пылеприготовительных установок должна соблюдаться чистота; при обнаружении пылений необходимо принять меры к их немедленному устранению;
•  сметать или тушить тлеющий очаг в помещении или внутри оборудования струей воды, огнетушителем либо другим способом, могущим вызвать взвихривание пыли запрещается;
•  все средства пожаротушения систем пылеприготовления необходимо содержать в исправности и постоянной готовности к работе;
•  при обслуживании систем пылеприготовления персонал должен строго соблюдать индивидуальные и общие меры безопасности.

2.3.5. Схема газопроводов котла

В большинстве случаев на ТЭС, использующих газовое топливо, применяется природный газ. Он обладает рядом преимуществ: высокая удельная теплота сгорания; удобство транспортировки на большие расстояния; устойчивое и полное горение; минимальное загрязнение окружающей среды токсичными компонентами продуктов сгорания.

Природный газ представляет собой механическую смесь различных горючих и негорючих газов. Основными составляющими природного газа являются: метан CH4 (86-95 %); тяжелые углеводороды CmHn (3-4 %); азот N2 (1-5 %); горючие токсичные компоненты H2S, CO; балласт в виде: кислорода, азота, влаги, минеральных примесей, двуокиси углерода.

В зависимости от состава газа плотность его колеблется от 0,72 до 0,95 кг/м3. Скопление природного газа в воздухе при объемной концентрации более 25 % - вызывает удушье. А смесь газа с воздухом при концентрациях от 5 до 15 % является взрывоопасной. Кроме того, природный газ не имеет запаха и цвета, легче воздуха. Для быстрого определения утечек газа его одонируют, т.е. добавляют сильно пахнущий одорант – этилмеркантан (16 грамм на 1000 н.м3 газа). При больших расходах, газ может не одонироваться и тогда для определения неплотностей должны устанавливаться газоанализаторы для постоянного контроля состава воздуха на объектах использующих газовое оборудование.

Природный газ транспортируется по газопроводам. В зависимости от величины давления, под которым перекачивается газ, различают газопроводы: высокого (0,3 - 1,2 МПа); среднего (0,005 – 0,3 МПа) и низкого (< 0,005 МПа) – давлений.

На электростанцию природный газ, как правило, под высоким давлением поступает на газорегуляторный пункт (ГРП). Оборудование ГРП устанавливается в отдельном помещении и обеспечивает: снижение давления газа до средних параметров (0,015 – 0,05 МПа); поддержание давления газа на заданном уровне и очистку газа от механических примесей. От ГРП, природный газ по наружному газопроводу подается, в так называемый, распределительный газопровод, который монтируется вдоль котельного отделения главного корпуса ТЭС. От распределительного газопровода газ поступает в схему газопроводов котла и далее непосредственно к газовым горелкам.

Рис.2.16. Принципиальная схема газопроводов котла

1 – газопровод предназначенный для подачи газа непосредственно к горелкам котла; 2 – газопровод предназначенный для подачи газа к запальным и защитно-запальным устройствам (ЗУ и ЗЗУ); 3 – продувочные газопроводы; 4 – трубопроводы безопасности; СП – свеча продувочная; СБ – сбросной трубопровод; ПОТ – проботборная точка; ПЗК – предохранительный запорный клапан; 5 – токопроводящий проводник; 6 – защитно-запальное устройство; РК, РРК – регулирующий и резервный регулирующий клапан; ГН – газовые напорные задвижки.

Учитывая перечисленные выше свойства газа, структура элементов схемы газопроводов котла должна обеспечивать:

•  избирательную подачу газа к горелкам котла;
•  регулирование производительности горелок изменением давления газа перед ними;
•  надежное отключение схемы при обнаружении неисправностей в ней или при срабатывании защит действующих на отключение котла;
•  возможность продувки газопроводов котла воздухом при выводе их в ремонт;
•  возможность продувки газопроводов котла газом при заполнении схемы;
•  возможность безопасного проведения ремонтных работ на газопроводах и газовоздушном тракте котла;
•  возможность безопасного розжига горелок.

На рис. 2.16. представлена принципиальная схема газопроводов котла. В ней, исходя из технологических требований, можно выделить, как бы, еще четыре, взаимосвязанных между собой, схемы:

1) схему газопроводов предназначенную для подачи газа непосредственно к горелкам котла;

2) схему газопроводов, предназначенную для подачи газа к запальным и защитно-запальным устройствам (ЗУ и ЗЗУ);

3) схему продувочных газопроводов;

4) схему трубопроводов безопасности.

Структура элементов обвязки и последовательность их установки в схеме регламентируются правилами безопасности в газовом хозяйстве [22]. Разберем назначение некоторых элементов обвязки схем, более подробно.

Фланцевые разъемы в схеме, предназначены для установки глушек при выводе газопроводов в ремонт и обеспечения безопасного проведения ремонтных работ. Поскольку уплотнение фланцевых разъемов осуществляется с помощью прокладок, не проводящих электрический ток (резина, поранит, картон), то для снятия статического напряжения с газопроводов, помимо фланцевых разъемов, устанавливают токопроводящую шину.

Предохранительный запорный клапан (ПЗК) устанавливают на основном газопроводе котла, обеспечивающем подачу газа к горелкам и, непосредственно, перед каждой растопочной горелкой. Если растопка котла может осуществляться с любой горелки, то все они должны быть оборудованы ПЗК. ПЗК выполняет функции защитной арматуры, должен быть достаточно плотным и обеспечивать мгновенное прекращение подачи газа в отключаемый газопровод или горелку. ПЗК управляется дистанционно со щита управления котлом и от действия автоматической системы защиты котла.

Байпас помимо ПЗК (DУ 15,20) предназначен для обеспечения заполнения и плавной опрессовки газопровода котла до рабочего давления газа. Выполняется, как правило, встроенным в корпус ПЗК.

В схеме устанавливаются основной и резервный регулирующие клапана (РК и РРК) с соответствующей обвязкой, позволяющей выполнять мелкий ремонт регуляторов (набивка сальников, уплотнение фланцевых разъемов, замену регулятора и т.п.) без прекращения подачи газа на котел.

Согласно требований [22] каждая горелка должна отключаться двумя запорными органами (ПЗК и дополнительным электрофицированным вентилем – для растопочных горелок или двумя электрофицированными вентилями – для основных горелок) между которыми, на соответствующем газопроводе, организуется врезка, так называемого, трубопровода безопасности.

Трубопровод безопасности выполняется из труб условным диаметром более 20 мм и предназначен для исключения попадания газа в топку котла при закрытой отключающей арматуре на газопроводах к горелкам. Трубопроводы безопасности горелок оборудуются электрофицированной запорной арматурой и объединяются одним общим сбросным трубопроводом, выведенным в безопасное место. Для проверки плотности запорной арматуры, на сбросном трубопроводе оборудуется узел с пробоотборной точкой.

Для исключения образования взрывоопасных смесей при выводе газопроводов котла в ремонт, в схеме, после фланцевого разъема, монтируется штуцер для подвода сжатого воздуха. Сжатый воздух берется из общестанционной воздушной магистрали и используется для продувки отглушенных газопроводов до неопасных концентраций.

Газовая смесь с воздухом считается не взрывоопасной, если концентрация газа не превышает 20 % от нижнего предела взрываемости. Поскольку нижний предел взрываемости для природного газа составляет 5 %, то неопасной – считается концентрация газа в воздухе менее 1 %.

Для исключения образования взрывоопасных газовых смесей при заполнении газопроводов котла газом, последние должны продуваться через специальные продувочные газопроводы (свечи).

Продувочные газопроводы устанавливаются во всех тупиковых участках и отключаемых отводах длиной более двух метров и предназначены для вытеснения воздуха. Диаметр продувочных трубопроводов должен быть более 20 мм и обеспечивать 15 кратный объем продуваемых газопроводов в течение часа. Для контроля качества продувки, продувочные трубопроводы оборудуются пробоотборными точками. Газопроводы считаются продутыми, если содержание кислорода в газе менее 1 %.

Согласно требований [22], не допускается продувка газопроводов через трубопровод безопасности, а также объединение продувочных газопроводов и трубопроводов безопасности.

Для обеспечения безопасного розжига газовых горелок (мазутных форсунок), газомазутные котлы оборудуются запальными или защитно-запальными устройствами (ЗУ и ЗЗУ). Защитно-запальное устройство с электрическим зажиганием предназначено для автоматического или дистанционного розжига горелок [23]. Газ на ЗЗУ, для котлов использующих несколько видов топлив, отбирается с разделительного газопровода, а для газовых котлов – после ПЗК. В первом случае, при отключении газопроводов котла, возможно использование ЗЗУ для розжига горелок на другом, кроме газа, виде топлива; во втором случае – подача газа на ЗЗУ, а соответственно и розжиг газовых горелок возможен только после выполнения регламентных операций и заполнения газопровода котла – газом.

Для обеспечения надежной и безопасной эксплуатации, схема газопроводов котла оборудуется контрольно-измерительными приборами, блокировками, защитами, сигнализацией.

Основными контролируемыми параметрами в схеме газопроводов котла являются давление и расход газа. Кроме этого, контролируется положение запорно-регулирующей арматуры по месту ее установки и со щита управления котлом.

В схеме газопроводов котла предусмотрены следующие блокировки:

1) запрет на открытие общей задвижки от распределительного газопровода, если открыта хотя бы одна задвижка на газопроводе перед горелкой;

2) запрет на включение ЗЗУ и подача газа к горелкам без организации предварительной вентиляции топки. Вентиляция топки должна проводится не менее 10 минут, при полностью открытых шиберах газовоздушного тракта котла, при расходе воздуха не менее 25 % от номинального расхода и при максимальном разрежении вверху топки;

3) запрет розжига горелок, не оснащенных ПЗК, пока не включены в работу растопочные горелки;

4) запрет подачи газа к горелкам, если закрыт воздушный шибер на включаемых горелках или не включен дутьевой вентилятор;

5) запрет подачи газа в растопочную горелку, оснащенную ПЗК, при отсутствии растопочного факела на ЗЗУ;

6) запрет подачи газа в горелку, не оснащенную ПЗК, при отсутствии факела на ЗУ;

7) запрет закрытия вентиля на трубопроводе безопасности, при закрытой запорной арматуре на газопроводе горелки.

В блокировках задействована электрофицированная арматура. Блокировки работают автоматически при условии, что электросхемы приводов, соответствующей запорной арматуры – собраны.

Схема газопроводов котла оборудуется защитами. Предусмотрены защиты, действующие на отключение подачи газа на котел, при:

•  погасании факела в топке;
•  недопустимом понижении давления газа перед горелками;
•  недопустимом отклонении контролируемых параметров, в других технологических системах, влекущих аварийный останов котла.

Предусматривается защита, действующая на отключение подачи газа на растопочную горелку, в случае погасания или не воспламенения факела на этой горелки.

Для случаев: аварийного отключения одного тягодутьевого механизма или РВП; недопустимого повышения давления или температуры перегретого пара - предусмотрена защита, действующая на аварийную разгрузку котла до 50 % от номинальной нагрузки, и которая осуществляемая за счет аварийного отключения (погашения) основных горелок.

При срабатывании защиты действующей на отключение газа от котла, в схеме газопроводов автоматически осуществляются следующие переключения:

•  закрываются ПЗК и электрофицированная арматура перед ПЗК и горелками;
•  закрывается арматура на ЗЗУ и ЗУ;
•  одновременно открывается арматура на трубопроводах безопасности и продувочных свечах.

В случаи отклонения контролируемых параметров от регулировочного диапазона, а также работа защит и, наиболее ответственных, блокировок в схеме газопроводов котла – сопровождаются работой световой и звуковой, предупредительной и аварийной сигнализации. Средства сигнализации, как правило, размещаются на щите управления котлом и на местных щитах управления.

Схема газопроводов котла относится к наиболее ответственным технологическим системам, требующим особых приемов эксплуатации, строгого соблюдения правил безопасности.

Рассмотрим некоторые принципы, используемые при эксплуатации газопроводов котла:

1) при включении газопроводов котла после простоя более трех суток, должны быть опробованы защиты и блокировки;

2) при плановом переводе котла на газ, проверяется срабатывание ПЗК, а также: защит, блокировок и сигнализации – в объеме, не препятствующем работе котла;

3) при многоярусном расположении горелок, включают вначале нижний ярус; при отключении – наоборот;

4) заполнение газопроводов котла газом, должно осуществляться только после выключения тягодутьевых механизмов и организации вентиляции топки;

5) перед растопкой котла из холодного состояния, должна быть выполнена предпусковая проверка герметичности ПЗК, запорных устройств перед горелками, и перед ПЗК. Порядок, нормы и методы проведения предпусковой проверки – устанавливаются местными инструкциями;

6) при выводе газопроводов в “резерв”, закрывается вся арматура на внутренних газопроводах и открывается – продувочные газопроводы и трубопроводы безопасности;

7) при поведении ремонтных работ на газопроводе котла или в топке – газопровод: отключается, устанавливается глушка, продувается инертным газом; топка, перед допуском ремонтного персонала, - вентилируется;

8) вывод газопроводов котла из режима ремонта или консервации, должен включать следующие операции: снятие глушек; проведение внепланового технического обслуживания элементов схемы; опрессовка воздухом на давление 1000 мм.в.ст. Газопровод считается плотным, если скорость снижения давления в газопроводе не превышает 60 мм.в.ст. в час;

9) при работе газофицированного котла на других видах топлива, допускается держать газопроводы котла под избыточным давлением газа;

10) проверка плотности соединений газопроводов, отыскание мест утечек газа – должны выполняться с использованием мыльной эмульсии. Применение огня для обнаружения утечек газа запрещается. Все обнаруженные на действующем газопроводе неплотности и неисправности должны немедленно устраняться.

2.3.6. Схема газовоздушного тракта котла

Газовоздушный тракт паровых котлов, в общем случае, предназначен для организации транспорта воздуха необходимого для сжигания топлива, продуктов сгорания образующихся в результате горения топлива, а также улавливания золы и шлака и рассеивания на значительное расстояние остающихся после улавливания вредных выбросов (золы, оксидов азота и серы, нагретых газов и др.).

Рис.2.17. Принципиальная схема газовоздушного тракта пылеугольного котла

ДС – дымосос; ДВ – дутьевой вентилятор; ДРГ – дымосос рециркуляции дымовых газов; н.а-А,Б – направляющий аппарат по нитке А, Б; ЗУ – золоуловители; ВЗО – воздухозаборные окна; ТВП-I,II – трубчатые воздухоподогреватели I, II ступени; СПВ – слабоподогретый воздух; ЭКО-I,II – экономайзер I, II ступени; К н.А,Б – калорифер по нитке А, Б; ремонтный шибер. 

Газовоздушный тракт (рис. 2.17) начинается от воздухозаборных окон ВЗО и заканчивается выходной посадкой дымовой трубы. При детальном рассмотрении, в нём можно выделить воздушный и газовый тракты.

Воздушный тракт включает комплекс оборудования (воздуховоды, механизмы, теплообменники, устройства и т.п.) технологически связанный определенной последовательностью, и обеспечивающий: забор атмосферного воздуха, его подогрев до заданной температуры, транспортировку и подачу в топку через горелочные устройства, а также подачу в другие технологические системы (пылеприготовление, рециркуляция).

Газовый тракт включает также комплекс оборудования обеспечивающий транспорт продуктов сгорания от топки котла до выхода в атмосферу. Образующиеся в топке продукты сгорания, охлаждаясь, проходят через пароперегреватель, экономайзер, воздухоподогреватель и выходят из котла. Значительная часть содержащейся в продуктах сгорания золы улавливается, расположенными за котлом, золоуловителями. Очищенные от золы дымовые газы направляются в дымовую трубу и выбрасываются в атмосферу, а уловленные зола и шлак направляются в систему гидрозолошлакоудаления.

Движение воздуха и продуктов сгорания сопровождается потерями давления, которые зависят от конструктивных характеристик элементов тракта и от скоростей воздуха и газа в них. Преодоление потерь давления обеспечивается работой тягодутьевых установок (ДС, ДВ, ДРГ), тип и число которых определяются мощностью и конструкцией котла. При эксплуатации котла расход и скорость воздуха и газа могут изменяться даже при стабильной нагрузке, что объясняется присосами воздуха и загрязнением (заносом) поверхностей нагрева.

Увеличение присосов и загрязнений приводит к повышению скоростей газа и сопротивлению поверхности нагрева. В этих случаях возможны такие режимы работы котла, когда тягодутьевые механизмы не могут обеспечить подачу и перемещение требуемого количества воздуха и образующихся продуктов сгорания. В таких случаях, нормальный режим работы системы газовоздушного тракта может быть налажен только при нагрузки котла. То есть, увеличение присосов и загрязнения поверхностей нагрева приводит к ограничению номинальной паропроизводительности котла.

Ранее отмечалось, что для преодоления сопротивления газовоздушного тракта в схеме используется: дутьевые вентиляторы, дымососы и дымососы рециркуляции дымовых газов. В зависимости от состава тягодутьевых механизмов установленных в схеме и режиме их работы, системы газовоздушного тракта классифицируют как: работающие с уравновешанной тягой и работающих под наддувом.

Если воздух до топки транспортируется дутьевыми вентиляторами под избыточным давлением выше атмосферного, а продукты сгорания – дымососами под разряжением, то схему газовоздушного тракта называют уравновешенной или сбалансированной. В этом случае аэродинамический режим в газовом тракте работающего котла контролируется по давлению в верхней части топки, которое должно поддерживаться на уровне минус 2…3 мм.в.ст. Эксплуатация газового тракта котла под разряжением способствует снижению загазованности котельного цеха продуктами сгорания, но ведет к появлению присосов холодного воздуха в топку и газоходы, что, в конечном итоге, снижает экономичность работы котла.

Если транспорт воздуха, до топки, и продуктов сгорания, до выхода в атмосферу, обеспечивается только дутьевыми вентиляторами без дымососов (дымососы в схеме могут отсутствовать), то весь газовоздушный тракт находится при давлении выше атмосферного и, в этом случае, схема и котел работают под наддувом.

Наддув, наряду с ростом экономичности работы котла в результате ликвидации присосов, позволяет дополнительно повысить экономичность системы газовоздушного тракта, так как исключаются дымососы. По сравнению с котлами с уравновешенной тягой в котлах, работающих под поддувом, объем газов меньше. Кроме того, снижается металлоемкость газоходов в результате упрощения их компоновки (так как отсутствует дымосос), сопротивление в них падает, снижается износ лопаток тягодутьевых механизмов, занос их золой и др. Однако наддув требует изменения конструкции котлов, перехода на газоплотное их исполнение с использованием цельносварных мембранных и плавниковых панелей. При этом чтобы исключить пыление из газоходов цех, повышаются требования к их герметичности и котлов в целом.

Применительно к конкретным котельным установкам, структура схем газовоздушного тракта котла зависит от:

•  вида сжигаемого топлива;
•  наличие и назначение рециркуляции дымовых газов;
•  типа используемых воздухоподогревателей;
•  параметров и паропроизводительности котла;
•  конструктивного исполнения поверхностей нагрева и обмуровки котла.

Вид основного топлива обуславливает наличие или отсутствие в схеме газовоздушного тракта: золоуловителей; отводов: горячего и слабоподогретого воздуха, инертного газа – в систему пылеприготовления; газоходов и дымососов рециркуляции дымовых газов и др.

Рециркуляция дымовых газов может использоваться для: рециркуляции температуры вторичного пара (в котлах с промежуточным перегревом пара), снижение концентрации окислов азота в дымовых газах, защиты пароперегревательных поверхностей нагрева от шлакования. Следует отметить, что место ввода рециркулирующих дымовых газов (в холодную воронку топки; в верх топки “до” или “за” фестоном; в горелочные устройства) определяется подключением схемы рециркуляции. Известно также, что использование рециркуляции дымовых газов всегда приводит к снижению КПД котла.

Газовоздушный тракт котла может быть оборудован рекуперативными (трубчатыми) или регенеративными (вращающимися) воздухоподогревателями. Отличительная особенность структуры газовоздушного тракта котла с регенеративными воздухоподогревателями (РВП) состоит в том, что РВП монтируют за пределами котла и они имеют индивидуальную обвязку воздуховодами и газоходами укомплектованными отключающими шиберами, и позволяющими осуществлять очистку, ремонт и др. работы без полного останова котла. В то же время схема газовоздушного тракта котла в этом случае усложняется наличием входящих в нее технологических систем, несвойственных схемам с рекуперативными воздухоподогревателями, обеспечивающих надёжность, безопасность и экономичность работы РВП. К таким дополнительным системам обвязки РВП относятся системы: смазки подшипников, обмывки и очистки поверхности нагрева, привода ротора (основная и резервная).

Паропроизводительность котлов определяет необходимые расходы воздуха, объемы продуктов сгорания и, соответственно, компоновку и тип воздухоподогревателей, параметры и количество тягодутьевых машин, конструкцию запорно-регулирующих устройств и т.д.

Конструктивное исполнение котла, газоплотный или обыкновенный, определяет состав тягодутьевых механизмов, конструкцию и тип воздухоподогревателей, комплектацию контрольно-измерительных приборов и режимные параметры системы.

Несмотря на разнообразие факторов, влияющих на структуру схем газовоздушного тракта современных энергетических котлов, имеются и общие принципы их формирования, например:

•  большинство схем газовоздушных трактов энергетических котлов работают на уравновешенной тяге, то есть комплектуются дымососами и дутьевыми вентиляторами и газовый тракт эксплуатируется под разряжением;
•  для обеспечения возможности управления равномерностью потока газа (воздуха) по ширине газоходов (воздуховодов), а также для повышения надёжности схемы газовоздушного тракта укомплектовываются двумя или более одноименными тягодутьевыми механизмами, исходя из того, что при номинальной нагрузке котла их загрузка не должна быть менее 85 % от номинальной, при отсутствии заноса газовоздушного тракта котла;
•  для безопасной организации ремонта тягодутьевых механизмов, кроме штатных шиберов в схеме предусматриваются уплотненные фланцевые разъемы, используемые для установки в них ремонтных шиберов;
•  для защиты элементов газовоздушного тракта котла от разрушений при возникновении хлопков, в топке и газоходах устанавливают взрывные клапана.

Далее рассмотрим практическую реализацию перечисленных выше принципов на схеме газовоздушного тракта пылеугольного котла (рис. 2.17).

Холодный воздух (зимой с улицы, летом – из помещения котельной) через воздухозаборные окна (ВЗО) и всасывающий воздуховод засасываются дутьевыми вентиляторами (ДВ-А, Б) и под давлением подается в воздушный тракт котла. При этом, осуществляется подогрев воздуха в паровых калориферах (при сжигании мазута) и двух ступенях рекуперативного трубчатого воздухоподогревателя. Далее горячий воздух подаётся в горелки (в качестве вторичного воздуха) и в систему пылеприготовления для сушки и транспорта топливной пыли из мельницы в бункер пыли или в горелки (в качестве первичного воздуха).

Для регулирования сушильной производительности мельницы предусмотрена подача в пылесистему слабо подогретого воздуха, отбираемого после “холодной” части ТВП-I.

Использование калориферов котла для предварительного подогрева холодного воздуха, обеспечивает снижение низкотемпературной коррозии "холодных" пакетов ТВП при работе котла на мазуте. При сжигании твердого топлива с повышенной влажностью и низким содержанием серы калориферы отключаются.

Для исключения намерзания льда во всасывающих воздуховодах дутьевых вентиляторов в зимнее время года, в схеме предусмотрены перемычки для подачи не горячего воздуха. А для регулирования расхода установлены запорно-регулирующие шибера. При средних и выше нагрузках котла, повышение температуры холодного воздуха до ТВП может осуществляться также за счет подачи соответствующего количества горячего воздуха через, упомянутые выше, перемычки.

Установленные в схеме ДРГ-А,Б, обеспечивают подачу продуктов сгорания, с температурой не более 400 градусов, в общий короб горячего воздуха и предназначены для снижения концентрации окислов азота, в продуктах сгорания, за счет снижения температуры факела.

Наличие дымососов и вентиляторов обеспечивает возможность использования схемы газовоздушного тракта котла под уравновешенной тягой. То есть дымовые газы из газоходов котла удаляют за счет разрежения создаваемого двумя дымососами. На выходе из котла продукты сгорания очищаются от золовых частиц в золоуловителях.

Наличие поперечных связей, между нитками А и Б в воздушном и газовом тракте, позволяет организовать работу котла на одном тягодутьевом механизме. Второй тягодутьевой механизм может быть выведен в резерв, что практикуется при пусках мощных котлов, или в ремонте. В последнем варианте, механизм отглушается ремонтными шиберами.

Для регулирования расходов первичного и вторичного воздуха, а также равномерности раздачи воздуха по горелкам, в схеме газовоздушного тракта котла устанавливаются запорно-регулирующие шибера:

•  на общих коробах горячего воздуха;
•  на воздуховодах подвода воздуха к каждой горелке;
•  на отводах воздуха и газа в пылесистему.

Производительность тягодутьевых механизмов может изменяться за счет изменения степени открытия направляющих аппаратов (так называемое, качественное регулирование). Применение двухскоростных электродвигателей, для привода тягодутьевых механизмов, позволяет экономить электроэнергию на собственные нужды при пониженных нагрузках котла.

Система газовоздушного тракта котла оборудуется: контрольно-измерительными приборами; блокировками; защитами; сигнализацией: звуковой, световой, аварийной, предупредительной.

В схеме контролируются: токовая загрузка приводных электродвигателей механизмов; давление воздуха: на напоре вентиляторов, в общем коробе, перед горелками, в систему пылеприготовления; давление газов: в верхней части топки, за основными поверхностями нагрева, "до" и "после" золоуловителей, "до" и "после" дымососов; температура воздуха и газов по всему тракту; содержание кислорода в продуктах сгорания, покидающих топку или в верхней части конвективной шахты. Показания контролируемых параметров выводятся на щит управления котлом и на местные щиты управления оборудованием (РВП, электрофильтры и т.д.).

В системе газовоздушного тракта котла, вводят блокировки действующие на:

•  закрытие направляющих аппаратов при отключении тягодутьевых механизмов;
•  перевод приводного электродвигателя тягодутьевого механизма на повышенную скорость, в случае полного открытия его направляющего аппарата;
•  отключение дутьевого вентилятора, в случае аварийного отключения дымососа, и перевод, оставшихся в работе, тягодутьевых механизмов, на повышенную скорость;
•  перевод, оставшегося в работе, дутьевого вентилятора на повышенную скорость, в случае аварийного отключения одного из них;
•  запрет включения дутьевых вентиляторов, если не включен дымосос; и др.

Для исключения недопустимых режимов работы оборудования системы газовоздушного тракта, вводят защиты действующие на аварийный останов котла, в случае:

•  недопустимого понижения давления воздуха перед горелками;
•  аварийного отключения всех дымососов или дутьевых вентиляторов;
•  недопустимого повышения разряжения в верху топки;

Обо всех недопустимых отклонениях контролируемых параметров, а также о работе защит и блокировок, эксплуатационный персонал оповещается звуковой и световой сигнализацией выведенной на соответствующие рабочие места обслуживающего персонала.

Нормативно-техническими документами регламентируются следующие основные требования к системам газовоздушных трактов котлов:

•  устройство газоходов должно исключать возможность образования взрывоопасного скопления газов, а также обеспечивать необходимые условия для очистки газоходов от отложений продуктов сгорания;
•  конструкция газоплотных котлов должна учитывать возможность разряжения и кратковременного резкого повышения давления в топке и газоходах (при "хлопках");
•  газовоздушный тракт котлов с камерным сжиганием топлива должен быть снабжен взрывными предохранительными устройствами;
•  перед растопкой и после останова котла топка и газоходы, включая рециркуляционные, должны быть провентилированы дымососами, дутьевыми вентиляторами и дымососами рециркуляции при открытых шиберах газовоздушного тракта не менее 10 мин. С расходом воздуха не менее 25 % от номинального;
•  при эксплуатации котлов, как правило, должны быть включены все работающие тягодутьевые механизмы. Длительная работа при отключении части тягодутьевых  машин допускается при условии обеспечения равномерного газовоздушного и теплового режима по сторонам котла;
•  при эксплуатации котлов температура воздуха поступающего в воздухоподогреватель, должна поддерживаться в соответствии с требованиями ПТЭ;
•  плотность ограждающих поверхностей котла и должна контролироваться путем осмотра и определения присосов воздуха, величина которых, должна удовлетворять требованиям ПТЭ.

Котел должен быть немедленно остановлен и отключен, при следующих отклонениях в работе системы газовоздушного тракта:

•  при недопустимых отклонениях контролируемых параметров системы и отказе в работе защиты, когда аварийное отклонение параметра подтверждается прямыми и косвенными признаками;
•  при взрыве в топке или загорании горючих отложений в газоходах и золоулавливающей установке.

Котел должен быть остановлен по распоряжению технического руководителя ТЭС, в случае прекращения работы золоуловителей на пылеугольном котле.

2.3.7. Схема регулирования температуры перегретого пара

Исходя из условий надежности и экономичности работы основного оборудования ТЭС, температура перегретого (первичного и вторичного) пара за котлом должна поддерживаться в заданном диапазоне. В настоящее время для пара турбинных установок, работающих на сверхкритических параметрах, номинальная температура перегретого пара за котлом принята на уровне 545 С; перед турбиной 540 С.

На ТЭС с поперечными связями, в зависимости от величины потери давления в паропроводах от котла до турбины, номинальная температура перегретого пара за котлом может устанавливаться на 5-10 С выше, чем перед турбиной. В то же время при надежной работе автоматики, хорошем технологическом состоянии оборудования, высокой квалификации оперативного персонала – номинальная температура острого пара пере турбиной может быть установлена (администрацией станции) на уровне 560 С.

На этих же уровнях поддерживается и номинальная температура вторичного пара.

В реальных условиях эксплуатации режим работы котла никогда не протекает стабильно; разнообразные причины непрерывно вызывают изменения тех или иных начальных факторов и даже при равномерной нагрузке котла температура перегретого пара может меняться. В это связи устанавливаются допустимые ее отклонения от номинального значения.

В соответствии с требованиями ГОСТ 3619-82 для котлов среднего давления (Рпе = 4 МПа) колебания перегретого пара от номинального значения не должны превышать +10 С, -15 С, а для котлов, работающих при давлении более 9 МПа, + 5 С, -10 С.

Необходимость регулирования температуры перегретого пара вызвана тем, что она при эксплуатации барабанных котлов находится в сложной зависимости от режимных факторов и конструктивных характеристик котла.

К режимным факторам, влияющим в целом на температуру перегретого пара, следует отнести: паропроизводительность котла; величина избытков воздуха в топке; разрежение (давление) в топке; вид сжигаемого топлива или соотношение сжигаемых топлив; качество подготовки топлива (тонина помола; влажность; однородность состава и т.п.); температура питательной воды; положение ядра факела в топке; температура горячего воздуха; величина рециркуляции дымовых газов. Значение указанных режимных факторов регламентируются режимными картами, составленными по результатам испытаний конкретных котлов, и которыми руководствуется оперативный персонал при управлении котлом.

Конструктивные характеристики закладываются при проектировании и изготовлении котла, а также могут быть изменены в процессе реконструкции котельного агрегата. Оперативный персонал практически не может воздействовать на конструктивные характеристики котла, что и отличает их от режимных факторов.

Основной конструктивной характеристикой, влияющей на температуру перегретого пара, является, так называемая, регулировочная характеристика пароперегревателя (рис. 2.18). Она характеризует изменения температуры перегретого пара в: радиационных, конвективных и радиационно-конвективных поверхностях нагрева пароперегревателя в зависимости от паровой нагрузки котла. Из рисунка 2.18 следует, что с увеличением  паропроизводительности котла (Д) температура перегретого пара (tпе) в радиационной ступени пароперегревателя – снижается (кривая 1), а в конвективной – растет (кривая 2). Это объясняется тем, что определяющими факторами радиационного теплообмена являются температура и излучающая способность факела, которые слабо зависят от нагрузки котла, и поэтому увеличение расхода пара через радиационную ступень пароперегревателя приводит к снижению его температуры. Теплообмен в конвективной части перегревателя зависит от скорости газов и температурного напора, которые растут интенсивнее расхода пара при увеличении нагрузки котла. В результате количество тепла на килограмм пара и, следовательно, температура пара в конвективной части пароперегревателя с ростом паропроизводительности котла растут.

При соответствующем подборе размеров поверхностей радиационных и конвективных частей пароперегревателя можно добиться того, что температура перегретого пара в широком диапазоне нагрузок будет оставаться постоянной. В практических условиях радиационно-конвективная поверхность пароперегревателей барабанных котлов выбирается такой, чтобы в регулировочном диапазоне нагрузок от 30 до 100 % обеспечивался незначительных рост температуры перегретого пара (кривая 3) выше номинальной (), с целью расширения регулировочного диапазона и обеспечения номинальных параметров пара при некотором ухудшении технического состояния поверхностей нагрева котла (загрязнение поверхности нагрева; вырезка части змеевиков при ремонте и т.п.) и неблагоприятных изменении режимных факторов (влажности топлива; температуры питательной воды и горячего воздуха и т. п.). И в этих случаях для снятия излишнего перегрева пара и поддержания температуры на заданном уровне используют схемы регулирования, которыми оборудуются котельные установки.

Различают три способа регулирования температуры перегретого пара: паровой, при котором воздействуют на паровую среду, преимущественно путем охлаждения пара в пароохладителях; газовый, при котором изменяют тепловосприятие пароперегревателя со стороны газов; комбинированный, при котором используются несколько способов регулирования.

Паровое регулирование в тракте пара высокого давления получило широкое применение и осуществляется главным образом в двух вариантах: с использованием для охлаждения пара впрыскивающих и поверхностных пароохладителей. Для промежуточного перегрева пара этот способ регулирования имеет ограниченное применение (к примеру, в качестве аварийных впрысков), по причине снижения экономичности работы паротурбинной установки.

Надежность и экономичность схемы парового регулирования температуры перегретого пара во многом определяется метом установки и типом применяемого пароохладителя или пароохладителей. В принципе, пароохладитель может быть установлен: за пароперегревателем в рассечку между ступенями пароперегревателя, либо на стороне насыщенного пара.

При установке пароохладителя на выходе из пароперегревателя обеспечивается надежное поддержание заданной температуры острого пара перед турбиной, но сам пароперегреватель в его выходной части остается незащищенным от высокой температуры, и потому для регулирования температуры перегретого пара котлов неблочных ТЭС такой метод, практически, не применяется. На котлах блочных паротурбинных установок, устанавливаются впрыскивающие пароохладители на выходе из пароперегревателя и используются для регулирования температуры острого пара перед турбиной только в режимах пуска энергоблока.

Установка пароохладителей на стороне насыщенного пара приводит к наибольшей инерционности регулирования. Причем в этом случае, могут использоваться только поверхностные пароохладители, поэтому в настоящее время такие схемы применяются только в котлоагрегатах малой мощности.

Для современных энергетических котлов наиболее рациональной и распространенной схемой регулирования температуры перегретого пара являются схемы с установкой пароохладителей в рассечку, т. е. между ступенями пароперегревателя. Причем для расширения диапазона регулирования температуры, устанавливают два или три пароохладителя.

Использование таких схем обеспечивает защиту металла пароперегревателя от пережога и уменьшает инерционность системы регулирования.

Однако следует отметить, что использование в этих схемах поверхностных пароохладителей влечет за собой рад эксплуатационных ограничений и трудностей, к примеру:

•  необходим регулярный контроль расхода и температуры охлаждающей воды до и после пароохладителя, т. к. снижение или даже кратковременное прекращение расхода может привести к испарению воды, оставшейся в трубках, и последующее возобновление расхода охлаждающей среды через поверхностный пароохладитель будет сопровождаться гидроударами, способными нарушить гидравлическую плотность пароохладителей;
•  нарушение плотности пароохладителя приводит к попаданию питательной воды в перегретый пар, что вызывает увеличение его солесодержания;
•  сравнительно большая инертность усложняет настройку автоматики регулирования температуры пара; и др.

В связи с этим в современных мощных котлоагрегатов высокого и сверхкритического давлений в схемах регулирования температуры перегретого пара широко используются впрыскивающие пароохладители вследствие своей простоты и незначительной инерционности регулирования. При этом расход воды для регулирования при впрыскивающих пароохладителях примерно в три раза меньше, чем при поверхностных. Впрыскивающие пароохладители обеспечивают широкий диапазон регулирования температуры пара, примерно до 100-130 С.

Надежная работа впрыскивающих пароохладителей определяется двумя основными условиями: во-первых, испарением впрыснутой воды до распределения пара по змеевикам пароперегревателя: во-вторых, высоким качеством впрыскиваемой воды. Первое условие обеспечивается тем, что впрыск охлаждающей среды осуществляют в паропровод или коллектор, имеющий достаточную длину. В этом случае впрыск осуществляется через специальное сопло, а паропровод (или коллектор) снабжается внутри защитной рубашкой для предохранения его стенок от резких колебаний температур при попадании на них капель воды, что может вызвать появление трещин. Второе условие обеспечивается тем, что для впрыскивания используют, так называемый, собственный конденсат, полученный в результате конденсации части насыщенного пара барабана котла. Конденсация насыщенного пара происходит в конденсаторе (конденсационной установке), представляющий собой поверхностный пароводяной теплообменник, установленный выше барабана котла (примерно на 1,5 м), что создает свободный слив избыточного конденсата из сборного бачка (конденсатосборника) в барабан. Вследствие этого в конденсаторе отсутствует уровень воды во всех режимах и обеспечивается постоянный температурный режим конденсаторных трубок. В качестве охлажденной среды используется питательная вода. По питательной воде конденсатор подключается до экономайзера или в рассечку между ступенями экономайзера.

На рис. 2.19 представлена принципиальная схема регулирования температуры перегретого пара с впрыскивающими пароохладителями. Схема типична для барабанных котлов, работающих на сверхвысоких параметрах. Полученный в конденсационной установке в результате конденсации части насыщенного пара конденсат поступает в общий коллектор, оттуда распределяется на соответствующие пароохладители. Располагаемый напор для впрыска определяется сопротивлением первой ступени пароперегревателя, а количество подаваемого на впрыски конденсата регулируется индивидуальными регуляторами впрыска (РВ1,2,3).

При регулировании температуры острого пара необходимо максимально использовать первый по ходу пара впрыск и минимально второй и третий. В схеме предусмотрен также аварийный впрыск питательной воды в первую ступень регулирования температуры перегретого пара.

Поскольку жесткость питательной воды барабанного котла значительно превышают жесткость перегретого пара, то случай использования аварийного впрыска должны быть четко регламентированы местными инструкциями, так как даже незначительная добавка питательной воды в перегретый пар через впрыскивающий пароохладитель, резко ухудшает его качество. Как правило, аварийным впрыском пользуются в режимах пуска котла, когда возникает необходимость защиты металла пароперегревателя от пережога, а собственного конденсата недостаточно по причине малого расхода питательной воды через конденсационную установку. В режимах нормальной эксплуатации котла аварийный впрыск может быть использован в порядке исключения на столько и до тех пор, пока качество перегретого пара будет удовлетворять требованиям ПТЭ. Причем все случаи использования аварийного впрыска должны быть согласованы с персоналом химического цеха и зафиксированы в аварийной документации. Для обеспечения плавного регулирования температуры перегретого пара на линии аварийного впрыска монтируется, так называемый, узел разгрузки. Он обеспечивает необходимое давление питательной воды перед регулятором температуры за счет сброса части этой воды по линии рециркуляции в деаэратор.

На рис. 2.20 изображена принципиальная схема регулирования температуры перегретого пара с поверхностным пароохладителем. Подобные схемы используются, в основном, на энергетических котлах с рабочим давлением 9 МПа включительно. Регулирование перегрева пара в данных схемах производится изменением расхода питательной воды через поверхностный пароохладитель. Данная схема отличается от подобных ей тем, что в ней используется специальный регулирующий клапан РТП, который, при постоянном расходе питательной воды в бара-

Рис. 2.19. Принципиальная схема регулирования температуры перегретого пара с впрыскивающими пароохладителями барабанного котла сверхвысокого давления

н.А, н.Б – трубопроводы по “нитке” А и Б; ПО-I,II,III – пароохладители впрыскивающие I,II,III ступени;

РВ-1А,2А,3А – регуляторы впрысков I,II,III ступеней по нитке А; ВПР,БКУ – запорная арматура на коллекторе впрысков и байпасе конденсационной установки; СУП – сниженный узел питания котла; КУ - конденсационная установка.

бан котла, обеспечивает изменение расхода охлаждающей среды через поверхностный пароохладитель. То есть, конструкция клапана позволяет осуществлять независимое друг от друга регулирование температуры перегретого пара и уровня воды в барабане котла.

Газовое регулирование применяется для поддержания требуемой температуры пара промежуточного перегрева, но оно связано с изменением топочного режима и температур газом по тракту, поэтому влияет на температуру пара высокого давления. Газовое регулирование вызывает дополнительные расходы энергии на тягу и увеличение потерь теплоты с уходящими газами и усложняет эксплуатацию.

Газовое регулирование может осуществляться за счет рециркуляции дымовых газов, байпасирования части потока продуктов сгорания помимо поверхности нагрева пароперегревателя и, реже, изменением положения факела в топочной камере.

Наибольшее распространение имеет способ регулирования температуры пара с использованием рециркуляции дымовых газов. Данный способ используется преимущественно на газомазутных котлах для регулирования как температуры острого пара, так и температуры пара промежуточного перегрева. В таких случаях обеспечивают небольшую (5-10 %) рециркуляцию газов даже при полной нагрузке с целью ослабления прямой отдачи с топочной камеры и защиты экранных поверхностей нагрева от чрезмерно высоких тепловых нагрузок.

Рис. 2.20. Принципиальная схема регулирования температуры перегретого пара с поверхностным пароохладителем

ПО – пароохладитель поверхностного типа; н.А, н.Б – трубопроводы по “нитке” А и Б; РТП-А – регулятор температуры пара на нитке А.

Отбор дымовых газов на рециркуляцию может осуществляться после экономайзера, в этом случае система регулирования получается компактной и малозатратной.

Введение инертных газов может осуществляться вниз или вверх топки, или непосредственно в конвективный пароперегреватель. Рециркуляция дымовых газом может использоваться как метод борьбы со шлакованием фестона, а также для подавления окислов азота. Поэтому во всех случаях, место отбора и ввода дымовых газов решается на основе технико-экономических расчетов с учетом всех поставленных задач.

Поскольку абсолютное давление в топке выше, чем в месте отбора газов на рециркуляцию, их подача в топку возможна только специальными дымососами рециркуляции газов. В связи с этим возрастают общие затраты энергии на перекачку газов. Кроме того, возврат части газов в топку увеличивает общих объем газов в тракте от топки до места отбора газов и сопротивление этого тракта, отчего дополнительно увеличиваются затраты энергии на тягу в основных дымососах.

Наличие рециркуляции газов приводит также к некоторому повышению температуры уходящих газов и, следовательно, потерь теплоты сними, при этом несколько возрастает расход топлива по сравнению с режимом без рециркуляции.

Другие способы газового регулирования имеют ограниченное применение и поэтому подробно не рассматриваются.

Комбинированный способ регулирования температуры перегретого пара.

Из приведенного ниже анализа различных методов регулирования температур перегретого пара следует, что каждый из них в той или иной мере отрицательно влияет на экономичность котлоаграгата и при этом не всегда успешно решаются все вопросы регулирования: диапазон регулирования, безынерционность, гибкость, простота управления и т. п. Практика подтверждает, что устройство комбинированных способов регулирования может дать лучшие результаты.

В качестве примера комбинированного регулирования может служить схема с установкой поверхностного пароохладителя на стороне насыщенного пара и впрыскивающего пароохладителя, расположенного в рассечку пароперегревателя. Первый предупреждает чрезмерный перегрев пара до впрыска и обеспечивает защиту металла пароперегревателя от пережога, второй, установленный ближе к выходу пара, обеспечивает малую инерцию регулирования (25-30 сек против 2-3 минут) и стабильность поддержания температуры перегретого пара на заданном уровне. Суммарный диапазон регулирования становится при этом шире и достигается гибкое регулирование.

Другим примером может служить комбинированное регулирование поворотными горелками и пароохладителем.

В некоторых случаях рециркуляцию газов также сочетают с впрысками. Применяются и другие способы комбинированного регулирования температуры перегретого пара.

Для обеспечения надежной и экономичной работы котельных агрегатов, системы регулирования температуры перегретого пара оборудуются средствами контроля параметров, дистанционного управления, автоматического регулирования и защит.

Эксплуатация современных котельных установок не допускается без автоматизации систем регулирования температуры пара. При этом должны автоматически обеспечиваться избирательность работы регуляторов температуры, требуемая нечувствительность и регулировочный диапазон.

Основную запорную арматуру и оборудование (ДРГ) систем регулирования температуры перегретого пара задействуют в системе автоматической защиты котла, которая автоматически обеспечивает отключение системы регулирования температуры пара при аварийных отключениях котла.

2.3.8. Сведения о технологических схемах обеспечивающих водно-химический режим барабанных котлов

При эксплуатации современных котельных агрегатов, в особенности высокого и сверхвысокого давления, большое значение в повышении надежности и экономичности работы котлов оказывает состояние технологических схем обеспечивающих водный режим котлов и правильная организация водно-химического режима работы котла.

Нарушение водного режима может вызвать серьезную аварию котельного агрегата, а повышенное содержание примесей в паре привести к снижению экономичности и надежности работы турбины.

Организацию и контроль водно-химического режима (ВХР) работы котла осуществляет непосредственно оперативный персонал химического цеха, путем систематического отбора и анализа проб котловой, продувочной, питательной и добавочной воды, а также насыщенного пара.

Показатели водно-химического режима котла регламентируются ПТЭ и поддерживаются на заданном уровне за счет ввода химических реагентов (гидрозина, аммиака, фосфатов) в соответствующие тракты паротурбинной установки, а также за счет организации периодических и непрерывных продувок котловой воды.

Таким образом, для организации водно-химического режима, котельная установка оборудуется следующими технологическими схемами:

1) схемой отбора проб воды, пара и конденсата для ручного и автоматического контроля параметров. Согласно ПТЭ рабочая среда из пробоотборных точек должна быть охлаждена до температуры 20 – 40 С и иметь соответствующий расход. Для этих целей от мест отборов проб, монтируются специальные трубопроводы из нержавеющей стали, диаметром 12 – 14 мм и которые выводятся на так называемые, пробоотборные корыта, оборудованные специальными водяными холодильниками для охлаждения проб, и устанавливаемые на основных площадках обслуживания котлов или в специальных экспресс-лабораториях;

2) узлами приготовления и дозирования реагентов (гидрозина, аммиака, фосфатов), которые включают: расходные мерники, оборудованные указательными стеклами и трубопроводами подачи обессоленной (очищенной) воды для приготовления рабочих концентраций реагентов; насосы-дозаторы - обеспечивающие подачу реагента в распределительный коллектор, в необходимом количестве и с соответствующим напором; распределительный коллектор – представляющий собой трубопровод с запорной арматурой обеспечивающий подвод реагента к соответствующим местам ввода. Как правило, узел дозирования обеспечивает ввод реагентов в тракты двух или трех паротурбинных установок.

3) схемой непрерывной продувки. Непрерывная продувка производится из мест наивысшей концентрации солей котловой воды, т.е. до смешения ее с питательной водой, а в схемах со ступенчатым испарением – из отсека последней ступени. Непрерывная продувка предназначена для поддержания солесодержания котловой воды на требуемом уровне. Тем не менее, непрерывная продувка не обеспечивает полного отвода шлака, шлам постепенно накапливается в котле, поэтому непрерывную продувку всегда дополняют периодической. Расход непрерывной продувки регулируется специальным регулятором  после которого, продувочная вода через сбросной коллектор попадает на расширитель непрерывной продувки. Пар после расширителя используется в схеме станции, а продувочная вода после охлаждения в теплообменнике, сбрасывается в большинстве схем в дренаж.

4) Схемой периодической продувки. Периодическая продувка служит для удаления шлама и производится, как правило, из самых нижних застойных участков котла – нижних коллекторов экранов, где концентрация шлама наибольшая.

Периодическую продувку из нижних коллекторов экранов осуществляют интенсивно, но кратковременно (30-50 сек) для исключения срыва циркуляции в продуваемых экранных панелях. Вода после периодической продувки обычно сбрасывается в канализацию без использования ее тепла.

Эксплуатация указанных схем, в большинстве случаев, осуществляется персоналом котельного цеха. Причем все переключения в схемах, а также изменение режимов их работы должны согласовываться с персоналом химического цеха. Некоторые операции, такие как: периодическая продувка; переход по насосам-дозаторам; переходы по мерникам реагентов; приготовление рабочих растворов реагентов и т.п. – должны выполняться под контролем ответственного лица из числа оперативного персонала химического цеха.

Вопросы для самопроверки

1.  Энергообъекты и их краткая характеристика.
2.  Принципиальная схема комплекса энергообъектов обеспечивающего производство, преобразование, распределение и отпуск тепловой и электрической энергии потребителю.
3.  Особенности производства электрической энергии.
4.  Характерные особенности структуры и компоновки оборудования неблочных ТЭС.
5.  Принципиальная схема паротурбинной установки неблочной ТЭС.
6.  Компоновка оборудования главного корпуса ТЭС.
7.  Особенности обслуживания оборудования ТЭС.
8.  Краткая характеристика основных нормативно-технических документов, регламентирующих работу персонала ТЭС.
9.  Организация работы оперативно-диспетчерского персонала.
10.  Структурные подразделения (цеха, отделы, службы) ТЭС и их краткая характеристика.
11.  Организационно-производственная схема управления котельным цехом ТЭС.
12.  Основные этапы подготовки эксплуатационного персонала по новой должности.
13.  Основные мероприятия, обеспечивающие поддержание и повышение квалификации оперативно-диспетчерского персонала ТЭС.
14.  Основные задачи оперативного персонала при приемке-сдаче смены и обслуживании оборудования в течение смены.
15.  Принципиальная технологическая схема котельной установки неблочной ТЭС.
16.  Перечислите общестанционные и общецеховые технологические системы ТЭС.
17.  Принцип работы котельной установки.
18.  Назначение и конструкция каркаса и барабана котла.
19.  Обвязка барабана котла.
20.  Преимущества и недостатки двухбарабанных котлов.
21.  Назначение внутрикотловых устройств котла.
22.  Назначение и классификация топочных камер.
23.  Основные эксплуатационные показатели, характеризующие работу топочных камер.
24.  Влияние качества топлива на режим работы топочных камер.
25.  Назначение и требования к горелочным устройствам котлов.
26.  Классификация и краткая характеристика вихревых пылеугольных горелок.
27.  Классификация и краткая характеристика прямоточных пылеугольных горелок.
28.  Характеристика комбинированных горелочных устройств.
29.  Основные принципы эксплуатации горелочных устройств (вихревых, прямоточных, комбинированных).
30.  Характеристика предохранительных устройств топок.
31.  Причины повреждаемости поверхностей нагрева котла: топочных экранов, пароперегревателей, низкотемпературных поверхностей.
32.  Эксплуатационные мероприятия по повышению надежности работы поверхностей нагрева котла.
33.  Характеристика материала труб поверхностей нагрева.
34.  Назначение и структура элементов технологических схем котельной установки: схема питания и заполнения котла; паропроводов острого пара; мазутопроводов в пределах котла; систем пылеприготовления; газопроводов котла; газовоздушного тракта; регулирования температуры перегретого пара.
35.  Назначение и структура элементов технологических схем обеспечивающих водно-химический режим барабанных котлов.
36.  Защиты, блокировки и сигнализация в технологических системах котельной установки.

Список используемой литературы

1.  Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации / М-во топлива и энергетики РФ, РАО “ЕЭС России”: РД 34.20.501-35. – 15-е изд., перераб. и доп. – М.: СПО ОРГРЭС, 1996. –160с.
2.  Электрическая часть станций и подстанций: Учебник для вузов / А.А. Васильев, И.П. Крючков, Е.Ф. Наяшкова и др.; под ред. А.А. Васильева. – М.: Энергия,1980. – 608с., ил.
3.  Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. –3-е изд., перераб. и доп. – М.:Энергоатомиздат,1987. –648с.:ил.
4.  Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: Учебник для вузов / под ред. В.Я. Гиршфельда. –3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат,1987. –328с.: ил.
5.  Скалкин Ф.В., Канаев А.А., Копп И.З. Энергетика и окружающая среда. – Л.: Энергоиздат,1981. –280с.
6.  Тихомиров К.В., Сергеенко Э.С. Теплотехника, теплогазоснабжение и вентиляция: Учеб. для вузов. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: Строиздат,1991. –480с.:ил.
7.  Мельников Н.А. Электрические сети и системы. Учеб. пособие для вузов. Изд. 2-е, стереотип. М., «Энергия», 1975. –464с.: ил.
8.  Соколов В.С., Деев Л.В. Устройство и обслуживание энергетического блока: Учеб. для сред. проф.-техн. училищ. –2-е изд., перераб. и доп. – М.: Высш. шк., 1985. –279с.,ил.
9.  Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов. Госгортехнадзор России. –М., ПИО ОБТ., 1996. –167с.
10.  Тепловые и атомные электрические станции: Справочник / Под общ. ред. В.А. Григорьева и В.М. Зорина. –М.: Энергоиздат, 1982. –624с., ил.
11.  Иванов В.А. Режимы мощных паротурбинных установок. –2-е изд., перераб. и доп. – Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отд-ние,1986. –248с.:ил.
12.  Капелович Б.Э. Эксплуатация паротурбинных установок, М., «Энергия», 1975. –288с.,ил.
13.  Типовое положение о котлотурбинном цехе (ТП 34-70-012-86). – М.:СПО Союзтеэнерго, 1986. –26с.
14.  Правила организации работы с персоналом на предприятиях и в учреждениях энергетического производства (РД 34.12.102.-94). – М.: СПО ОРГРЭС, 1994.
15.  Мейклер М.В., Стейнинг А.И. Паровые котлы ТЗК. М-Л.: Госэнергоиздат, 1957. –144 с.
16.  Елизаров П.П. Эксплуатация котельных установок высокого давления на электростанциях, М.-Л.: Госэнергоиздат,1961. –400с., ил.
17.  Типовая инструкция по пуску из различных тепловых состояний и останову парового котла тепловых электростанций с поперечными связями (РД 34.26.514-94). – М.: СПО ОРГРЭС, 1995. –30с.,ил.
18.  Резников М.И., Липов Ю.М. Котельные установки электростанций: Учебник для техникумов. – 3-е изд., перераб. – М.: Энергоатомиздат, 1987. –288с.,ил.
19.  Ковалев А.П. и др. Парогенераторы: Учебник для вузов / А.П. Ковалев, Н.С. Лелеев, Т.В. Виленский: Под общ. ред. А.П. Ковалева. – М.: Энергоатомиздат, 1985. –376с.,ил.
20.  Паули В.К. Сборник работ по совершенствованию управления надежностью энергетического оборудования / К Всероссийскому совещанию по повышению эффективности, надежности и безопасности энергопроизводства 24-25 ноября 1999г. – М.: РАО ЕЭС России, 1999. –181с.
21.  Баранов П.А. Предупреждение аварий паровых котлов. – М.: Энергоатомиздат, 1991. -272с.,ил.
22.  Правила безопасности в газовом хозяйстве.: Недра,1980.
23.  Эстеркин Р.И. Противоаварийные тренировки в производственно-отопительных котельных. –Л.: Энергоатомиздат, Ленингр. отд-ние, 1990. –248с.:ил.

Содержание

Предисловие…………………………………………………………….………………………………. 3

Введение…...…………………………………………………………………………………………….. 4

Глава первая. Общие сведения об энергопроизводстве и эксплуатации

оборудования ТЭС…………………………….…………….……………………… 5

1.1. Сведения об энергообъектах………...………………………………….……………………….. 5

1.1.1. Электрические станции…………..……………………………………………………………... 5

1.1.2. Котельные установки…………..……………………………………….……………………….. 7

1.1.3. Тепловые сети…..………………………………………………………………………………... 8

1.1.4. Электрические сети…….……………………………………………….……………………….. 8

1.2. Функции энергообъектов….……..………………………………………………………………... 8

1.3. Особенности производства электрической энергии…………………………………….….. 9

1.4. Структура оборудования ТЭС…….………………………………….………………………... 10

1.5. Сведения о компоновке главного корпуса ТЭС…..………………………….……..………. 12

1.6. Особенности обслуживания оборудования ТЭС………………………………………….… 14

1.7. Персонал энергопредприятий….…………………….………………………………………… 16

1.7.1 Оперативно-диспетчерский персонал и организация его работы………………………... 16

1.7.2. Организационно-производственное управление

структурными подразделениями ТЭС…………………………………………………..…..… 17

1.7.3 Организация рабочих мест оперативного персонала ТЭС…….………………………….. 20

1.7.4 Подготовка эксплуатационного персонала ТЭС………………..…………………………...  21

Глава вторая. Структура оборудования и технологических систем

котельной установки……………………………………………………………….. 23

2.1 Общие сведения о структуре и принципах работы …………………………………………... 23

2.2. Назначение и конструкция основных элементов парового котла..………..……………... 27

2.2.1. Каркас парового котла…………………………………………………………………………... 28

2.2.2. Барабан котла………………………..…………………………………………………………... 28

2.2.3. Топочная камера.………………………………………………………………………………... 29

2.2.3.1. Горелочные устройства.……………………………………………………………………... 34

2.2.3.2. Лазы, гляделки и предохранительные устройства топок..……………………………... 43

2.2.4. Поверхности нагрева котлоагрегатов……………………………………………………….. 43

2.2.4.1. Топочные экраны……………………….…………………………………………………….. 44

2.2.4.2. Пароперегреватели.…………………………………………………………………………… 49

2.2.4.3. Низкотемпературные поверхности нагрева……..………………………………………... 50

2.2.4.4. Сведения о материале труб поверхностей нагрева котла……………………………… 54

2.3 Назначение и структура принципиальных технологических схем котельной установки. 55

2.3.1. Схема питания и заполнения котла………………...………………………………………... 55

2.3.2. Схема паропроводов острого пара………………....……………….……………………….. 59

2.3.3. Схема мазутопроводов в пределах котла………....……………….……………………….. 62

2.3.4. Схема пылеприготовления…………………….……..……………….……………………….. 68

2.3.4.1. Схемы пылеприготовления с ШБМ и бункером пыли….……….……………………….. 69

2.3.4.2. Схемы пылеприготовления прямого вдувания с молотковыми мельницами……..... 73

2.3.4.3. Общие сведенья о контролируемых параметрах, защитах, блокировках,

сигнализации в индивидуальных системах пылеприготовления………………...…... 76

2.3.5. Схема газопроводов котла……………………..……..……………………….………………. 78

2.3.6. Cхема газовоздушного тракта котла………………………………………………………….. 83

2.3.7. Схема регулирования температуры перегретого пара……………………………….…... 88

2.3.8. Сведенья о технологических схемах обеспечивающих водно-химический

режим барабанных котлов………………………………………………………………….… 93

Вопросы для самопроверки……………………………………………………………………………. 96

1. Курсовая работа- Использование метода ветвей и границ при адаптации рабочей нагрузки к параметрам вычислительного процесса
2. го курсу слухачів заочної форми навчання зі спеціальності 7
3. Контрольна робота по курсу ldquo;Основи зовнішньоекономічної діяльностіrdquo; для студентів спеціальності
4. РЕФЕРАТ дисертації на здобуття наукового ступеня кандидата архітектури Київ 2002 Дисерт
5. Общественные нравы старого Китая дружба и социокультурные связи1
6. доклад совещание и т.html
7. Тема для самостійного опрацювання 6 ЕЛЕМЕНТИ ТЕОРІЇ ВИПАДКОВИХ ПРОЦЕСІВ ТА ТЕОРІЇ МАСОВОГО ОБСЛУГОВУВАН
8. философия религии
9. Задание 1. Ответ с выбором.
10. Государственное строение России в 14-15 вв
11. 12 Gespr'ch А - Eine prim Suppe Ws ist lles drin
12. Лабораторная работа - Определение физико-механических характеристик и эксплуатационных качеств бетона и арматуры
13. Аневризмы Аневризма грудной аорты Аневризма брюшной аорты Аневризма периферических сосудов
14. Тема 11 Педагогика в системе наук о человеке 3 Тема 1
15. Тема 4- Социальноэтичный маркетинг
16. Архитектура стран Пиренейского п-ова
17. Захист права власності
18. і.До Жовтневої революції батько Василя Олександровича Олександр Омелянович Сухомлинський працював за най
19. pазделитель тысяч опускается напpимеp 6478535
20. ПРИМЕНЕНИЕ СУДАМИ ЗАКОНОДАТЕЛЬСТВА ОБ АДМИНИСТРАТИВНЫХ ПРАВОНАРУШЕНИЯХ

Материалы собраны группой SamZan и находятся в свободном доступе