10. Освоение котельного оборудования

Глава из книги "Мосэнерго за 40 лет" под редакцией М.Я. Уфаева, А.П. Немова, Я. М. Островского и Г. С. Сафразбекяна 1958 года выпуска.

Быстрые темпы ввода котельных агрегатов высокого давления и главным образом голов­ных образцов отечественного изготовления вы­зывали в начальный период эксплуатации ряд серьезных трудностей. Длительность рабочей кампании вновь пускаемых котлов нередко со­ставляла первоначально всего лишь несколько суток. Как правило, вынужденные остановы котлов происходили из-за повреждения по­верхностей нагрева котельных агрегатов и не­исправности котельной арматуры. Простой котлов в различные рода ремонтах доходил до 40% времени.

Наибольшие трудности встретились из-за повреждений труб водяных экономайзеров, составлявших примерно половину от общего числа повреждений поверхностей нагрева кот-лоагрегатов. В основном повреждения водя­ных экономайзеров сводились к образованию свищей в сварных стыках (50%) и к золовому износу труб (до 30%). Появление свищей в сварных стыках из-за неудовлетворительного качества сварки было ликвидировано путем повышения квалификации сварщиков, улуч­шения технологии сварки и усиления контро­ля за проведением сварных работ на поверх­ности нагрева.

Повреждения труб экономайзеров из-за эо­лового износа было особенно характерным для котлов ТП-230-1 ТЭЦ № 15, работающих на подмосковном угле с повышенной зольно­стью при высокой скорости газов в конвектив­ной части. Повреждения водяных экономай­зеров из-за золового износа были резко со­кращены путем установки встроенных жалюзийных золоуловителей перед водяными эко­номайзерами этих котлов, а также улучшения контроля за износом труб и состоянием эоло­вой защиты на котлах, работающих на мно­гозольном топливе.

На котлах первой очереди Щекинской ГРЭС происходили разрывы отводящих труб водяных экономайзеров, расположенных пе­ред пароперегревателем в потоке дымовых га­зов с температурой порядка 1 000° С. Для пре­дупреждения перегрева и разрыва этих труб их количество сокращено вдвое путем уста­новки собирательных развилок. Наряду с этим было усилено наблюдение за равномер­ностью питания котлов, в особенности при растопках. После проведения этих мероприя­тий отводящие трубы водяных экономайзеров длительно работают без повреждений.

Одной из существенных причин вынужден­ных остановов котлов явились повреждения экранных труб из-за нарушений циркуляции, подшламовой коррозии, износа труб пылевым потоком горелок, дефектов труб и сварных стыков. Нарушения циркуляции и разрывы труб по этой причине происходили на котлах ТП-230 и в особенности на котлах ТП-240 Че­репетской ГРЭС. На котлах ТП-230 случаи разрыва труб из-за нарушения циркуляции ликвидированы за счет реконструкции цирку­ляционного контура и улучшения аэродинами­ки путем установки эжекционных вставок в амбразуры топок. Для предупреждения обры­вов крепления экранных труб вследствие не­достаточной температурной компенсации была переделана обмуровка нижней части холод­ной воронки.

На этих же котлах была переделана завод­ская конструкция свода топки с выполнением его из огнеупорного бетона и с переделкой конфигурации змеевиков пароперегревателя, что обеспечило длительный срок службы сво­да.

На пяти котлах Черепетской ГРЭС с мо­мента пуска по 1956 г. было 25 случаев раз­рыва экранных труб. На этих котлах прове­ден комплекс мероприятий по повышению на­дежности циркуляции. Наряду с мероприятия­ми по снижению шлакования топки был сде­лан ряд переделок по циркуляционному конту­ру: переделаны внутрибарабанные устройства переднего барабана для снижения сопротив­ления парового тракта и устранения пониже­ния- уровня воды в заднем барабане при боль­ших нагрузках котла; переделаны сепарационные устройства в заднем барабане для устранения захвата пара в отпускные турбины, секционированы верхние и нижние коллекторы фронтового экрана для уменьшения влияния неравномерности тепловой нагрузки на циркуляцию и установлены дополнительно шесть отпускных турбин.


Предупреждение шламовой коррозии кипятильников и экранных труб, в особенности наблюдавшейся на котлах первой очереди Щекинской ГРЭС, достигается:

А) снижением выброса в котлы продуктов коррозии из питательного тракта

Б) консервацией котлов во время их стоянки для предохранения металла поверхностей нагрева от коррозии

В) тщательной внутреннее очисткой поверхностей нагрева котлов

Г) деаэрацией питательной воды

Д) исключением вялой циркуляции в трубах , резких и частых теплосмен.


Для предупреждения износа труб пылевым потоком вблизи горелок переделывается разводка труб, устанавливаются индивидуальные защитные манжеты и ведется тщательный осмотр этой зоны труб во время ремонтов.

В начальные период происходили частые остоновы котлов высокого давления из-за разрывов труб пароперегревателей. Одна из причин повреждения пароперегревателей-разбежка температур по змеевикам- ликвидирована путем заделки газовых коридоров, организации перемешивания пара между первой и второй ступенями пароперегревателя и наладкой топочных режимов.

Из-за недостаточной технологической дис­циплины и производственной культуры при изготовлении и монтаже пароперегревателей в начальный период внедрения высокого дав­ления (1945—1947 гг.) многие участки зме­евиков и штуцера коллекторов пароперегре­вателей были выполнены из углеродистых труб вместо хромомолибденовых.

При помощи лаборатории металлов ЦРМЗ была проделана кропотливая работа по проверке методом спектрального анализа всех установленных змеевиков и паропрово­дов, работающих при высокой температуре. После замены выявленных участков из углеродистой стали и организации тщатель­ной предварительной проверки всех изготов­ленных змеевиков до монтажа, а также и улучшения режима работы,. пароперегревате­ли котлов высокого давления работают на­дежно.



49.jpg

На котлах Черепетской ГРЭС возникали трещины в гибах змеевиков третьей ступени пароперегревателя, выполненной из аустенитной стали ЭИ-257. В целях повышения надежности работы перегревателей проведе­на аустенизация гибов, приняты меры к обес­печению свободного термического расшире­ния труб и разработан метод сухой консер­вации перегревателей для исключения воз­можности контакта металла с конденсатом при длительном останове котлов. Появление трещин после выполнения этих мероприятий сократилось и носит в настоящее время слу­чайный характер.

Прямоточные котлы высокого давления имеют незначительное число повреждений по­верхности нагрева, главным образом в виде свищей в заводских или монтажных сварных стыках, выполненных недостаточно качествен­но, и свищей вследствие золового износа. В прямоточных котлах больше, чем в барабан­ных, подвержены износу падающим шлаком и крупной золой трубы холодной воронки вследствие их горизонтального расположе­ния. На прямоточных котлах приходится ме­нять трубы холодной воронки через 2—3 го­да вместо 8—10 лет на барабанных котлах при сжигании многозольного топлива.






Достигнутая надежность котлов высокого и сверхвысокого давления характеризуется тем, что за 1956 г. на 57 работавших котлах было 133 случая вынужденных остановок из-за повреждения поверхности нагрева, т. е. в среднем 2,33 случая на котел.

Количество вынужденных остановок по всем котлам, работающим в системе (за ис­ключением находящихся в длительной кон­сервации) систематически снижается, несмот­ря на увеличение числа котлов. За 1956 г. всего было 198 вынужденных оста­новок при 128 работающих котлах вместо 326 остановок на 99 котлах за 1951 г. Сред­няя повреждаемость поверхностей нагрева работающих котлов в системе Мосэнерго за 1956 г. составила 1,55 случая на котел про­тив 2,5—3 случаев по Министерству электро­станций в целом за 1955 г.

Другим важным показателем надежности работы котельных агрегатов является дли­тельность непрерывной работы котла. Макси­мальная длительность непрерывной работы ко­тельного агрегата достигнута на первой оче­реди Щекинской ГРЭС 66 дней, на второй оче­реди 53 дня и на Черепетской ГРЭС 93 дня.

Повышение надежности и увеличение межремонтной кампании котлов высокого и сверхвысокого давления сделали возможным в условиях наличия резерва электрической мощности в системе поставить вопрос об от­казе от резервных котлов при проектирова­нии новых электростанций и, в частности, от­казаться от резервного котла и перейти на блочную схему два котла—турбина на Че­репетской ГРЭС.

В свете внедрения блочных схем котел— турбина стоит задача дальнейшего повышения надежности работы котельных агрегатов и увеличения длительности межремонтной кам­пании. Наряду с улучшением эксплуатации и повышением качества ремонтов необходи­мо, чтобы заводы-изготовители предусматри­вали решение задачи повышения надежности работы при конструировании и изготовлении новых котлов.

На основе опыта Мосэнерго можно вы­двинуть следующие важнейшие вопросы, раз­решение которых обеспечит надежность ра­боты и повышение длительности межремонт­ной кампании новых котлов:

а) конструкция горелок, их расположение, степень экранирования и установка обдувочных аппаратов должны исключить надобность в остановках котла для расшлаковки;

б) циркуляция воды или пара во всех трубах при всех нагрузках должна быть достаточно надежной и исключать возможность
отложений солей и шлама, перегрева и разрыва труб;

в) сварка стыков и организация контроля стыков должны обеспечить полное отсутствие некачественных стыков и исключение
появления свищей в них;

г) при сжигании многозольного угля скорость газов и схема компоновки трубных пучков должны выбираться с учетом предупреобщего и местного золового износа
труб;

д) при сжигании сернистых и влажных углей конструкция воздухоподогревателей должна обеспечивать длительную работу без коррозии.

Экономичность работы котлов в значи­тельной мере зависит от температуры уходя­щих газов. Конструкция большей части кот­лов, установленных на электростанциях Мос­энерго, была рассчитана на высокую темпе­ратуру уходящих газов. На котлах Кашир­ской, Шатурской и Сталиногорской ГРЭС были первоначально установлены котлы без водяных экономайзеров. Температура уходя­щих газов на этих котлах достигала 300° С. Поэтому еще в довоенные годы на них были дополнительно установлены водяные эконо­майзеры.

Однако и в послевоенные годы темпера­тура уходящих газов продолжала оставать­ся недопустимо высокой. За 1946 г. из 71 установленного котельного агрегата 24 агре­гата, т. е. больше одной трети, имели средне­годовую температуру уходящих газов от 200 до 240° С. Коэффициент полезного действия брутто 20 котельных агрегатов составил о 66 до 80'%, 44 агрегатов—до 85% и лишь котельных агрегатов имели к. п. д. 87—90'%.

Начиная с 1946 г., проводилась планомер­ная работа по снижению температуры уходя­щих газов на действующих котлах, а в частя вновь устанавливаемых котлов предъявля­лись требования к заводам-изготовителям о снижении расчетной температуры уходящих газов.

За период 1946—1956 гг. проведены ре­конструктивные работы по снижению темпе­ратуры уходящих газов на значительном ко­личестве котлов. На 17 котельных агрегатах общей паропроизвоительностью 1 750 т/ч произведена переделка хвостовой части с за­меной пластинчатых воздухоподогревателей трубчатыми. На 19 агрегатах переделана хвостовая часть котельных агрегатов с установкой малогабаритных воздухоподогревателей и до­полнительной поверхности экономайзеров. На шести котельных агрегатах установлены кот­лы-утилизаторы, экономайзеры низкого давле­ния для подогрева сетевой воды и конденсата турбин. Проведение этих мероприятий, потре­бовавших значительных капиталовложений, дало и значительное снижение температуры уходящих газов.

Наряду с реконструктивными мероприятиями проводилась работа по снижению тем­пературы уходящих газов за счет обдувки поверхностей нагрева, в первую очередь подверженных шлакованию. За по­следние 2—3 года внедрена обдувка экранов аппаратами Ильмарине на 35 крупных котлах н намечено оборудовать обдувкой дополни­тельно не менее чем восемь котлов.

Большое влияние на температуру уходя­щих газов оказывает степень загрузки воздухоподогревателя воздухом.

Для обеспечения лучшей степени загрузки возду­хоподогревателей усилено внимание к вопро­су снижения присосов холодного воздуха в мельничных системах и в топку, ликвидации присадки холодного воздуха перед вентиля­торами первичного воздуха.

В результате указанных мероприятий, а также перевода части котлов на донецкий тощий уголь и газ температура уходящих га­зов, как видно из таблицы ниже, непрерывно снижается.

На ряде котельных агрегатов, работаю­щих на подмосковном угле, достигнута сред­негодовая температура уходящих газов по­рядка 140° С, а на газе 120—130° С и КПД брутто котельных агрегатов 89—93%.



Влияние загрузки воздухоподогревателей по воздуху на температуру уходящих газов.

Температура

уходящих газов

, °С

Вид топлива

 1946 г.

1949 г.

1952 г.

1955 г.

1956 г.

Подмосковный

205

192

182

170

170

Донецкий тощий

215

196

189

178

165

торф

156

165

165

163

159

мазут-газ

186

192

178

163

165

Средняя температу­ра уходящих га­зов по системе

192

187

180

168

168



Снижение температуры уходящих газов: вызвало трудности в связи с забиванием зо­лой и кислотной коррозией поверхностей на­грева. В результате проведенных исследова­тельских работ и эксплуатационных наблю­дений была разработана система мероприя­тий по защите водяных экономайзеров и воз­духоподогревателей от кислотной коррозии. На ГЭС № 1 была повышена температура воды, поступающей в экономайзеры, при по­мощи пароструйных подогревателей. На 18 котлах, работающих на подмосковном угле, установлены чугунные ребристые воздухопо­догреватели. Разработана опытная конструк­ция горизонтального трубчатого воздухопо­догревателя, регенеративного воздухоподо­гревателя с вращающимися коробами и схе­ма хвостовой части с газовыми испарителями и калориферами (схема ВТИ).

Наряду со снижением температуры ухо­дящих газов проводились мероприятия по снижению содержания горючих в уносе при сжигании тощих углей, по снижению избыт­ков и присосов воздуха. Наиболее крупной работой, проведенной в последние годы, яви­лась реконструкция топок трех котлов ТЭЦ № 11 под жидкое шлакоудаление, в том чис­ле на двух прямоточных котлах. Перевод этих котлов на жидкое шлакоудаление позволил снизить содержание горючих в уносе до 8— 10% при сжигании полуантрацита с содер­жанием летучих 5—8%. На барабанном кот­ле № 3 реконструкция топки под жидкое шлакоудаление позволила повысить бесшлаковочную нагрузку котельного агрегата со 180—190 до 230 г/ч. Положительный опыт реконструкции топок котлов № 3—5 дал ос­нование к заказу нового котла № 6 также с топкой для жидкого шлакоудаления.

Снижение присосов воздуха в хвостовой части и в газоходах котельного агрегата до­стигнуто за счет более качественного уплот­нения агрегатов при капитальных и текущих ремонтах, полной или частичной замены из­ношенных труб воздухоподогревателей. Если в период 1950—1953 гг. около половины всех котельных агрегатов, установленных в систе­ме, имели присосы выше норм, то в настоя­щее время только пять-шесть котельных аг­регатов имеют еще присосы выше нормы.

На отдельных электростанциях, как Щекинская ГРЭС и ТЭЦ № 20, снижены присо­сы до 50—60% нормы, что указывает на воз­можность ужесточения действующих норм ПТЭ. Необходимо, однако, чтобы заводы-из­готовители при конструировании котельных агрегатов предусматривали надлежащие кон­структивные решения, облегчающие поддер­жание в эксплуатации их высокой воздуш­ной плотности.

Перечисленный комплекс мероприятий обеспечил постепенное повышение к. п. д. брутто котлов по системе в целом с 81,9% за 1947 г. до 87,5% за 1956 г. Однако если учесть, что на ряде котлов, уста­новленных в системе, достигнут к. п. д. 89— 93%, то становится ясным, что имеются воз­можности дальнейшего повышения экономич­ности значительной части котлов системы пу­тем осуществления выработанных и прове­ренных практикой решений. 




410.jpg

Коэффициент полезного действия котлов брутто по системе.











Подольский завод имени Орджоникидзе за последние годы обеспечил значительное повышение экономичности поставляемых ко­тельных агрегатов (котлы 67СП для Щекин-ской ГРЭС и ТЭЦ № 11). Таганрогский котельный завод вследствие недостаточного учета опыта эксплуатации, в частности опыта Мосэнерго, до последнего времени поставлял котлы с завышенной тем­пературой уходящих газов (котлы ТП-230-2 для ТЭЦ № 17; котлы ТП-240 для Черепет­ской ГРЭС) и без учета мероприятий по пре­дупреждению коррозии воздухоподогрева­телей.  Опыт Мосэнерго позволяет выдвинуть требование к котельным заводам, чтобы но­вые котельные агрегаты имели эксплуатаци­онную температуру уходящих газов: при ра­боте на подмосковном угле не выше 140° С; при работе на тощем угле не выше 120°С; при работе на газе не выше 110°С, при отсутствии интенсивной коррозии воздухоподогревателей. Присосы в конвективной шахте не долж­ны превышать 5% от теоретического расхода воздуха. Коэффициент полезного действия брутто котельных агрегатов должен быть в пределах 91—93%.




Назад к списку очерков