Исследование и разработка технических и эксплуатационных методов повышения надежности и экономичности оборудования блоков 300 и 1200 МВт тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.14, кандидат технических наук в форме науч. докл. Таран, Олег Евгеньевич

• Таран, Олег Евгеньевич
• кандидат технических наук в форме науч. докл.
• 2000

Оглавление диссертации кандидат технических наук в форме науч. докл. Таран, Олег Евгеньевич

Актуальность темы. Опыт эксплуатации и ремонтов отечественного оборудования показывает, что до 40 % отказов блоков СКД приходится на котельное и котельно-вспомогательное оборудование. Главной причиной отказов являются повреждения труб поверхностей нагрева котлов (ТПНК), вызванные нарушениями условий их эксплуатации. Исчерпание ресурса металла труб связано с длительным воздействием высоких рабочих температур, вызывающих нарушения микроструктуры металла, а также коррозионных процессов с наружной и внутренней стороны и эрозийного износа.

Сотрудники ВТИ и ОРГРЭС доказали, что в большинстве случаев соблюдение проектных условий эксплуатации парковый ресурс ТПНК может существенно превышать расчетное значение (100 ООО часов) и достигать 250000 - 300000 часов. Решение задач, связанных с созданием щадящих условий эксплуатации, своевременным выявлением и заменой труб и узлов с пониженным парковым ресурсом, являются приоритетными направлениями отечественной и мировой энергетики. Практическая реализация температурных условий эксплуатации ТПНК усложняется требованиями по предельно допустимым выбросам 803 и №ЭХ при сжигании газа и мазута, различием конструктивных и схемных решений. Промышленные испытания, направленные на поиск условий повышения надежности ТПНК котлов СКД, были, есть и останутся актуальными задачами энергетики.

Не менее важной для персонала действующих ТЭС является задача повышения экономичности основного и вспомогательного оборудования. Поиск и разработка направлений по усовершенствованию тепловых схем блоков СКД, модернизации существующего и внедрению нового более эффективного оборудования способствуют решению задач энергосбережения, улучшают показатели работы ТЭС.

Решение отмеченных задач возможно лишь при условии постоянного повышения уровня эксплуатации путем совершенствования системы подготовки и переподготовки оперативного персонала, закрепления накопленных традиций и передовых методов эксплуатации. Последнее невозможно без внедрения компьютерных обучающих, контролирующих и тренажерных комплексов.

Цель работ, обобщенных в докладе, - совершенствование технических, технологических и эксплуатационных способов повышения надежности и экономичности работы котельного, турбинного и вспомогательного оборудования блоков 300 и 1200 МВт.

Для достижения поставленной цели в течение тридцатилетнего периода ав-ром ставились и решались следующие задачи: 5 исследование тепловых режимов ТПНК головных котлоагрегатов :Гт-114, ТГМП-314 и ТГМП-1202 и разработка технических мероприятий по ечению условия их длительной и надежной эксплуатации; изучение процессов генерации 803 и НОх при сжигании сернистого мазута . .иродного газа и промышленно-экспериментальное исследование влияния на эти процессы избытков воздуха, степени рециркуляции газов, уровня загрязнения поверхностей нагрева;

• проведение комплексных испытаний головного образца паровой турбины К-1200-240-3 ЛМЗ и выявление резервов повышения её экономичности, надежности и маневренности;

• разработка и внедрение технических мероприятий по повышению экономичности паротурбинных агрегатов К-300-240, связанных с заменой поверхностного ПНД2 на смешивающий, Д-7 на Д-10,5, установкой пароохладителей по схеме Рикара - Некольного;

• разработка технических предложений по реконструкции и контролю состояния газоотводящих трактов Костромской ГРЭС;

• создание эффективной системы подготовки и переподготовки оперативного персонала, основанной на использовании обучающих, контролирующих и тренажерных программных комплексов.

Научная новизна работы состоит в следующем:

• в промышленных условиях проведены исследования процессов теплообмена в котлах ТГМП-114, ТГМП-314, ТГМП-1202 при сжигании сернистого мазута и природного газа, анализ результатов которых позволил выявить причины нарушений температурных режимов в радиационных и конвективных поверхностях нагрева котлов и обосновать технические и эксплуатационные способы их устранения;

• получены экспериментальные данные о процессах образования N0* и 803 в котлах ТТМП-114, ТГМП-314, ТГМП-1202 в зависимости от режимных факторов сжигания мазута и газа;

• впервые экспериментально изучено влияние температурного режима соприкасающейся с газами стенки пароперегеревателя на генерацию серного ангидрида и получены количественные зависимости каталитического доокисления БОг до БОз от доли рециркуляции газов и степени загрязнения поверхностей нагрева;

• на основе коэффициентов изменения мощности предложены методики оценки тепловой эффективности применения новых типов деаэраторов Д-10,5 на блоках 300 МВт и снижения сопротивления паропроводов к подогревателям при их реконструкции на блоке 1200 МВт.

Практическая ценность работы заключается:

• в разработке и внедрении технических и эксплуатационных мероприятий по повышению эффективности сжигания сернистого мазута в котлах ТГМП-114, ТГМП-314, ТГМП-1202 ОАО «Костромская ГРЭС», снижающих концентрацию Н28, коррозию и износ ТПНК;

• освоении и распространении в отрасли эксплутационных способов сжигания мазута, обеспечивающих во всем возможном диапазоне рабочих режимов работы котлов допустимый уровень образования Ж)х и 803, безопасный по условиям протекания низкотемпературной сернистой коррозии хвостовых поверхностей нагрева и воздействию на окружающую среду;

• реализации проекта схемы байпасирования первой ступени промежуточного пароперегревателя (ППЕ) на котлах ТГМП-314, которая повысила надежность поверхностей ППЕ из-за снижения температур металла и экономичность котла широком диапазоне нагрузок из-за вытеснения аварийного впрыска в, и распространении этой схемы в отрасли;

• успешной реконструкции котлов ТГМП-314, путем замены 16 встречных вихревых горелок, расположенных в два яруса, на восемь подовых горелок, обеспечивших более эффективное и экономичное сжигание мазута при коэффициентах избытка воздуха а=1,01-1,015, существенно снизив скорость низкотемпературной коррозии РВП и газоходов;

• освоении головного образца турбоустановки К-1200-240-3, разработке и успешном внедрении мероприятий по переводу блока на работу со скользящим давлением свежего пара, позволившего улучшить экономические показатели турбоустановки и приблизить их к расчетным значениям;

• освоении режимов эксплуатации деаэраторов Д-7 , а затем и Д-10,5 на скользящем давлении пара, обеспечившего повышение экономичности блока 300 МВт;

• разработке технических предложений, защищенных патентами на изобретения, по реконструкции газоходов дымовой трубы №1 Костромской ГРЭС.

Реализация результатов работы. При участии автора результаты работы внедрены в эксплуатацию основного и вспомогательного оборудования блоков 300 и 1200 МВт ОАО «Костромская ГРЭС».

Достоверность и обоснованность результатов обеспечена использованием нормативных методик исследований, проведением испытаний и экспериментов на натурном промышленном оборудовании, многолетней проверкой рекомендаций в условиях реальной эксплуатации; ряд результатов подтверждены исследованиями ВТИ, ЭНИН, ОРГРЭС на аналогичном оборудовании других ТЭС.

Личный вклад автора в работы, обобщенные в докладе. Постановка задач проведения испытаний основного и вспомогательного оборудования, освоение и совершенствование методов их эксплуатации принадлежит автору. Автор лично участвовал в проведении промышленных испытаний и экспериментов, анализе и интерпретации результатов в режимные карты и эксплуатационные методы. Автору принадлежит разработка предложений по совершенствованию системы подготовки и переподготовке оперативного персонала.

Автор защищает:

• результаты тепловых испытаний головных образцов котлов ТГМП-114, ТГМП-314, ТГМП-1202, технические и эксплуатационные способы повышения надежности, экономичности и экологической безопасности сжигания мазута и газа;

• экспериментально-теоретические положения по условиям генерации серного ангидрида в газах, соприкасающихся с поверхностями нагрева пароперегревателя, при сжигании сернистого мазута;

• технические и эксплуатационные методы повышения экономичности и маневренности паротурбинных установок блоков 300 и 1200 МВт;

• результаты модернизации тепловых схем блоков 300 МВт и методики оценки их тепловой эффективности;

• технические предложения по эксплуатационному контролю за состоянием газоотводящего тракта и реконструкции дымовой трубы №1 ОАО «Костромской ГРЭС».

Апробация работы. Основные положения работы докладывались и обсуждались на 8 международных, всесоюзных, республиканских и итоговых научно-технических конференциях, ряде технических совещаний РАО «ЕЭС России», «Центрэнерго», научных семинарах кафедры ТЭС ИГЭУ.

Публикации по научному докладу. По теме доклада опубликовано 56 работы, в том числе 45 статей и 4 патента и ангорских свидетельства на изобретения.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

1. Исследование теплообмена, процессов образования N01 и вОз при освоении головных образцов котлов ТГМП-114, ТГМП-314, ТГМП-1202. Разработка эксплуатационных способов повышения их надежности и экономичности [2-6,8-10,13-15]

Период конца 60-х начала 80-х гг. в отечественной энергетики характеризовался массовым вводом в эксплуатацию блоков 300 МВт и возрастающей доле сжигания сернистого мазута.

1.1. Испытания котла ТГМП-114 [2, 3, 6, 8]. Исследования по повышению эффективности сжигания мазута в котлах ТГМП-114 (прямоточный двухкорпус-ной котлоагрегат со сверхкритическими параметрами пара, топочная камера каждого корпуса которого оборудована шестью вихревыми горелками, расположенными встречно по фронтовой и задней стенке топки) были вызваны рядом причин, обнаружившихся уже в первые годы их эксплуатации. Повышенные избытки воздуха, на которые были рассчитаны эти котлы, приводили к высокотемпературной коррозии экранных труб НРЧ и требовали изучения механизма образования и горения наиболее агрессивного компонента топочных газов- Нгв, а также режимов теплообмена.

Для проведения исследований теплообмена штатные приборы дооснащались необходимым приборным парком: гильзовыми термометрами по всему пароводяному тракту, отсосными термопарами в конце топки и термопарами в сечениях конвективной части (для измерения температур газов), термозондами (для измерения тепловых потоков).

Обработка результатов испытаний (см. рис. 1,2) и их анализ показали, что значительное влияние на температуру в конце топки оказывает число работающих горелок. Температура газов снижается на 50° С при работе трех горелок с нагрузкой 50 %от номинальной что является следствием лучшего перемешивания топлива и воздуха за счет увеличения скоростей смеси при переходе на меньшее число горелок. Существенное влияние на температуру газов на выходе из топки оказывает коэффициент избытка воздуха и степень рециркуляции газов.

Автором совместно с сотрудниками ЭНИН, ВТИ, ОГРЭС и персоналом Костромской ГРЭС проведены комплексные исследования [3,6] по изучению механизма образования БОз и N0, в котле ТГМП-114 в зависимости от основных режимных параметров: нагрузки (100-50 % номинала, избытка воздуха 1,01-1,15, что отвечает избытку в горелках аг=0,97-1,08 и степени рециркуляции газов в топку 6-37 %). Максимальное значение Ж)2 получено при 100 %-ной нагрузке, От'—1,2 (аг=1,16) и г=6-8 %. Рециркуляция газов в топку оказывает заметное влияние на снижение уровня образования N02 (см. рис.4).

М02, г/м

0,6 0,5 0, су=1,

Ог=1,

90 N//

Рис.4. Зависимость содержания N02 в продуктах сгорания мазута от нагрузки К, степени рециркуляции г и избытка воздуха на котле ТГМП

По мере уменьшения нагрузки влияние рециркуляции на снижение образования N02 ослабевает. В связи с этим при снижении нагрузок степень рециркуляции рекомендуется увеличивать. Снижение избытков воздуха, подаваемых в горелки, позволяет сократить количество образующегося N02 в 1,75-1,5 раза от Ж)2макс. Снижение избытков воздуха способствует и снижению образования 803. (см. рис.5).

БОз, % 0,

0,008 0,006 0,004 0, о. к ЛА о Уа аГ ; V

Г } Л

1 !

0,98 1,02 1,06 0,98 1,02 1,06 0,98 1,02 1,06 0,98 1,02 1,06 а, а) б) в) г)

Рис.5. Зависимость вОз от режимных параметров при сжигании мазута с 8Р=2,5 %: а - N=100 %; б - N=80 %; в - N=50 %; г- общая зависимость

Промышленные испытания позволили разработать ряд технических и эксплуатационных рекомендаций [3, 4], одними из которых являлись предложения по развороту крайних горелок на 12° к центру топки, что обеспечило снижение в

П - Т В ЕНиЩЩ : ¿««с гШГ

2 раза концентрации Н28 в пристенной зоне НРЧ и неравномерности распределения воздуха по горелкам. Реализация этих рекомендаций свела до минимума высокотемпературную коррозию НРЧ, значительно сократило скорость заноса и коррозии хвостовых поверхностей нагрева, увеличила длительность службы набивки РВП в 2 раза.

Опыт эксплуатации и результаты исследований первых дубль-блоков 300 МВт с котлами ТГМП-114 послужили основой для перехода к созданию более простых и менее металлоемких однокорпусных котлов типа ТГМП-314.

1.2. Испытания однокорпусного котла ТГМП-314 [4, 5, 8, 10, 11, 48]. Освоение сжигания мазута на головном однокорпусном котлоагрегате ТГМП-314 (котел СКД, производительностью 950 т/ч по первичному пару и 770 т/ч - по вторичному, с открытой топочной камерой, оборудованной расположенными в два яруса 16 вихревыми газомазутными горелками) проводилось с одновременным исследованием теплообмена и процессов горения.

При проведении испытаний присосы воздуха в топку не превышали 4,5 %, по тракту от первой ступени пароперегревателя до дымососа -28 %. Коэффициент полезного действия (брутто) на номинальной нагрузке составил 94,9 %, что выше расчетного на 1,2 % из-за более низких потерь с механическим недожогом. Как и для котлов ТГМП-114 одним из основных режимных факторов, влияющих на экономичность, генерацию окислов серы и азота, является избыток воздуха. Во всех режимах при избытках воздуха меньше критических (Окр"=1,015-1,045) наблюдалось затягивание факела в область ширм и в уходящих газах появлялись продукты химической неполноты сгорания. Компонентами химической неполноты сгорания были СО и Нг- При критических избытках воздуха факел заканчивался ниже ширм и заполнял все пространство топки, горение было устойчивым, без пульсаций. Увеличение избытка воздуха выше критического приводило к снижению высоты факела. Длительно эксплуатировать котлы с критическими избытками воздуха затруднительно из-за отсутствия надежного контроля топочного режима, автоматики горения и стабильности работы форсунок. Поэтому эксплуатация котла ТГМП-314 при сжигании мазута велась с малыми избытками воздуха (1,03-1,04), заложенными в режимную карту.

Рис.6. Зависимость падающих тепловых потоков от нагрузки котла в различных местах НРЧ при степени рециркуляции газов 4,11, 30 % на нагрузках котла соответственно 100, 70, и 50 5 номинальной:

1- отметка 10,2 м, лючки №7', 8', 1 Г, 12';

2- отметка 7,2 м, лючки №1', 2', 3', 4';

3- отметка 11,0 м, лючки №5', 6', 9', 10';

4- отметка 14,5 м, лючки №14', 15', 18' ,19',

5- отметка 14,5 м, лючки №13', 16', 17', 20'

Измерение локальных падающих тепловых потоков показало (см. рис.6), что наибольшие их значения наблюдаются в зонах наибольших тепловыделений, увеличиваются с ростом нагрузки котла, уменьшаются по сечению при удалении к углам топки , но по абсолютным величинам они оказались на 20 % ниже, чем на котлах ТГМП-114, и на 35% ниже, чем на котлах ГЖ-41, ранее выпущенных для блоков 300 МВт. Отмеченный факт способствует снижению интенсивности высокотемпературной коррозии НРЧ. В целом топка оказалось более надежной в эксплуатации по сравнению с топками котлов ПК-41, ТГМП-114 и ТГМП-324.

1.3. Исследование влияния температурного режима соприкасающейся с газами поверхности перегревателя на генерацию серного ангидрида [8, 12]. Существует два источника образования БОз в котлоагрегатах- высокотемпературный гомогенный процесс в топочной камере и гетерогенное каталитическое доокисление на поверхностях нагрева первичного и вторичного пароперегревателей.

Автором первым выполнена экспериментальная количественная оценка каталитического доокисления путем прямых измерений концентрации БОз до и после конвективного пароперегревателя, а также влияния, оказываемого на доокисление температурным режимом пароперегревателя. Измерения производились при помощи газоанализатора ГПК-1 на котле ТГМП-314.

Рис.7. Генерация БОз в различных элементах и разные периоды работы котла: 1 - содержание 803 до КПП; 2,4 - то же КПП; 3 - генерация вОз в КПП Зависимости 1-3 получены на загрязненном котле; зависимость 4 - на чистом котле

-05 а"клп

Как видно из рис.7 содержание 803 в газах до перегревателя значительно ниже, чем после него. Было показано, что доля каталитически образующегося БОз доминирует. Причинами последнего являются отложения на поверхностях первичного и вторичного пароперегревателей, которые содержат до 40 % У205, являющегося катализатором, используемым при производстве серной кислоты.

Опыты показали, что повышение температуры перегретого пара с 530 до 570° С приводит к росту образования 803 на 25 % во всем интервале рабочих 80-10"3 значений с^кщ^ 1-1,05. ----г---Увеличение степени рециркуляции так же способствовало каталитической генерации 803 (см. рис.8).

Было доказано, что количество образующегося вОз находится в прямой зависимости от загрязнения конвективной шахты. Добиться безкоррозионно-го режима хвостовых поверхностей нагрева и газоходов невозможно только снижением избытков воздуха, необхо

2\ • О.

• -"о М

-»-"■в ОО

0 1,01 1,02 1,03 1,04 1,05 а"кш

Рис.8. Генерация Я03 при рециркуляции 8 %(1) и 15 %(2) димо еще проводить регулярные чистки поверхностей нагрева.

Для этого по инициативе автора были смонтированы установки дробеочист-ки для конвективных пароперегревателей. Так как при сжигании мазута с предельно низкими избьгпсами воздуха отложения имеют рыхлую структуру, был выбран наиболее простой тип дробеочистки с неохлаждаемыми разбрасывателями конструкции ВТИ. Очистка дробью диаметром 4-5 мм производилась один раз в сутки , количество дроби за один цикл не превышало 100-150 кг. При этом отмечалось резкое снижение генерации 803, а занос РВП и коррозия набивки снизились до приемлемого уровня.

1.4. Байпасированне I ступени промежуточного пароперегревателя котла ТГМП-314 с целью повышения экономичности блока [12, 13, 48]. Котельные агрегаты ТГМП-314 были рассчитаны для работы при температуре промежуточного перегрева 570° С. Поэтому после принятого в отрасли решения о снижении температуры пара до 545° С поверхность промежуточного перегревателя котла ТГМП-314 оказалась избыточной и возникла необходимость постоянного использования аварийного впрыска. Величина впрыска при номинальной нагрузке и повышенной доле рециркуляции газов, необходимой для обеспечения умеренных выбросов окислов азота в атмосферу, достигала 4 %. Расчетные исследования автора [10, 34],выполненные совместно с сотрудниками ИГЭУ, показали, что при этом происходит существенное снижение экономичности блока, КПД блока уменьшается на 0,285 % на каждый процент впрыска.

Персоналом Костромской ГРЭС совместно с сотрудниками ВТИ был реализован проект байпасирования I ступени промежуточного перегревателя (см. рис. 9).

Для обеспечения условий надежности работы змеевиков и выходного коллектора на головном блоке были проведены экспериментальные исследования, для чего была осуществлена схема измерений температуры металла змеевиков, температуры пара на выходе и металла змеевиков, температуры пара на выходе и металла выходного коллектора, падения давления пара в байпасируемой ступени, расход воды на аварийные впрыски.

Экспериментально-расчетные исследования схемы показали, что доля байпа-сируемого пара должна быть равна 1718%. Аварийный впрыск снижается с 40 до 17 т/ч. Одновременно уменьшаются потери давления пара в тракте ППЕ на 0,05 МПа. Опыты с разной степенью открытия байпаса показали, что максимальная температура металла змеевиков не превышает 570-575° С, что допустимо по условиям жаростойкости и длительной прочности металла. На рис.10 показано распределение температур пара и металла выходного коллектора КПП

Рис.9. Схема байпасирования пара в I ступени промежуточного пароперегревателя: 1-от ЦВД турбины; 2-клапан парового байпаса; 3-байпасные паропроводы; 4-1 ступень промежуточного перегревателя; 5-П ступень промежуточного перегревателя; 6-к ЦВД турбины н.д. по ширине пакета при номинальной нагрузке блока и частичном открытии байпаса.

Рис.10. Температурный режим I ступени промежуточного перегревателя: N=300 МВт, г =5%; а=1,02; УП6=70 %; 1- температура металла выходных змеевиков; 2- температура пара в выходных змеевиках; 3- температура коллектора; УПб -степень открытия байпасного клапана

Реализация схемы позволила увеличить долю рециркулирующих газов, что способствовало уменьшению температур НРЧ и существенному снижению выбросов окислов азота в атмосферу.

1.5. Модернизация топки котла ТГМП-314 путем установки подовых горелок для сжигания мазута [14, 48]. Существенным недостатком встречного расположения горелочных устройств на фронтовой й задней стенках топочной камеры в один (ТГМП-114) и два яруса (ТГМП-314) при сжигании мазута приводил к неравномерному распределению тепловыделений и высокому уровню локально падающих тепловых потоков, которые в зоне радиационной части достигали 700-725 кВт/м2. Такая концентрация тепловыделений в нижней части топки способствовала развитию процесса высокотемпературной коррозии экранов, снижению их эксплуатационной надежности.

На котле ТГМП-314 (станц. № 8) Костромской ГРЭС был реализован проект модернизации топки Харьковского ЦКБ Главэнергоремонта с заменой 16 горелок на 8 подовых производительностью 9000 кг/ч каждая.

Испытания котла показали снижение максимальных значений локальных тепловых потоков в НРЧ до 500-570 кВт/м2, выравнивание их по высоте топочной камеры. Максимальная температура металла труб НРЧ снизилась на 40-50° С и не превысила 460-470° С, температуры металла труб СРЧ и ВРЧ уменьшились на 25-30° С. Зондирование пристенных зон топочной камеры для определения кор-розионно-опасного компонента сероводорода (Н28) по всему периметру НРЧ топки показало, что при а"кппнд=1,02 опасных концентраций ( > 0,02% объемных) не существует.

Исследования показали, что подовая компоновка горелок обеспечивает эффективное сжигание мазута с предельно-малыми избытками воздуха а"К1Шнд= 1,01-1,02 в широком диапазоне нагрузок. При этом потери тепла 4-%) не превышали 0,12 %. Более 98,5% топлива выгорало в объеме топочной камеры до высоты 20 м от пола. Газы в области потолочного экрана имели температуру 970° С и процесс горения в них был полностью завершен. Содержание Ж)х в дымовых газах не превысило значений, характерных для котла ТГМП-314 до модернизации горелочных устройств.

Увеличение доли природного газа в середине 80-х гг. привело к необходимости совместного и раздельного сжигания мазута и газа в подовых горелках, оп

1 / >

Г г Ет к

0 10 20 30 40 50 60 Номера змеевиков (счет к фронту) тимизации режимов сжигания и корректировке режимных карт, выполненной совместно с сотрудниками ВТИ.

Отрицательным моментом перехода на подовые горелки явился более тяжелый температурный режим пароперегревательных поверхностей нагрева в связи с увеличением температуры газов на 50° С. Именно по этой причине, а также по причине избыточной поверхности теплообмена I ступени промежуточного перегревателя в серийных котлах ТГМП-314, сотрудниками Харьковского ЦКБ при участии автора разработаны варианты проекта реконструкции I ступени ППЕ, предусматривающие его уменьшение с 8600 до 6142 м2 [22, 23, 25,34, 49]. Это позволит еще более снизить величину впрыска (до 4 т/ч) температуру металла труб, увеличить степень рециркуляции газов в топку (до 20 % при номинальной нагрузке), еще более подавить образование N0* и снизить их содержание в уходящих газах до 280-300 мг/м3 при общем росте КПД блока на 0,3-0,35 %.

1.6. Результаты испытаний котла ТГМП-1202 при сжигании мазута и природного газа, опыт его эксплуатации и модернизации [16, 18, 20, 42, 48]. Наиболее мощный в Европе котел ТГМП-1202 блока 1200 МВт был введен в эксплуатацию в декабре 1982 года.

Номинальная производительность котла по первичному и вторичному пару составляют соответственно 3150 и 3240 т/ч. Давление первичного и вторичного пара на выходе из котла 25,5 и 3,75 МПа при температуре перегрева 545 °С. Топочная камера оборудована 56 вихревыми горелками, расположенными в три яруса (20+16+20) по фронтовой и задней стенам. Котел имеет П-образную компоновку, топочная камера - призматическую форму. Топочная камера, потолок, горизонтальный газоход и конвективная шахта полностью экранированы цельносварными мембранными панелями из плавниковых труб размером 32x6 мм с шагом 46 мм.

Задачей испытаний и освоения котла при сжигании мазута (в период с 1982 по 1987 год) и природного газа являлось исследование теплообмена и определение оптимальных режимов сжигания, обеспечивающих условия высокой экономичности, надежности металла поверхностей нагрева и направлений технического и эксплуатационного улучшения показателей его работы.

Результаты испытаний котла при сжигании мазута (см. рис.11-12) [18] показали, что в рабочем диапазоне нагрузок блока 800-1200 МВт КПД (брутто) составляет 94,0 % при расчетных входных температурах воздуха. Это значение выше проектного в связи с более высокими значениями температур уходящих газов (158-160 вместо 142 °С). При рабочих нагрузках потери теплоты с химическим недожогом практически отсутствовали при избытках воздуха более 1,015.

Концентрации выбросов окислов азота N0* не превышали 800 мг/м3. Распределение падающих и воспринятых тепловых потоков (рис. 13) показало их неравномерность по боковым и фронтальным экранам, что было вызвано неравномерностью распределения воздуха по горелкам.

При измерении концентраций Н28 по всей площади бокового экрана зафиксировано их превышение по условиям возникновения высокотемпературной коррозии.

Зафиксировано превышение температуры металла фронтовых труб промпе-регревателя на 50-70°С. Она была близка к предельной по условиям жаростойкости для перлитной стали 12Х1МФ (580сС).

Модернизация гидравлической схемы промперегревателя с переносом подвода вторичного пара к котлу с фронтальной стороны конвективной шахты на тыльную изменила распределение статического давления в коллекторе входной ступени КПП низкого давления и снизила температурную развертку.

Освоение режимов эксплуатации котла на скользящем давлении показало, что начиная с нагрузки 1000 МВт котел переходит на докритическое давление, а при нагрузках 800 МВт. НРЧ-2, СРЧ и ВРЧ (на входе) попадает в испарительную зону. В эксплуатацию внедрен режим работы на скользящем давлении в диапазоне нагрузок 1200-800 МВт. В указанных режимах работы снижение уровня давления и температур ведет к увеличению прочности ресурса труб. С ноября 1985 года котел ТГМП 1202 был полностью переведен на сжигание природного газа. Результаты испытаний котла показали, что его КПД брутто составляет 95,2-95,3 %, что выше проектного на 1,5 %. На рис.14,15 приведены некоторые результаты испытаний.

Отмечена неравномерность распределения содержаний избыточного кислорода 02 и Ж)х по ширине конвективной шахты. В середине газохода концентрация 02 и КОх выше примерно на 25 %, что объясняется как снижением окислителя у боковых стен, так и более низкими температурами горения в этих зонах в результате отвода теплоты боковыми экранами топки. Значения КОх в продуктах сгорания составляют 700 мг/м3 (при 100%-ой нагрузке) и 200 мг/м3 (при 60%).

-Чг ■ш -ФсцЖсЙ—

5- ВАШ

Да 0Д5 0,10 0,

-3- —

Ол со со^

§

Рис.14. Зависимости различных показателей от теплопроизводительности котла при расчетной температуре холодного воздуха +30°СЛ а - КПД брутто котла; б - потери теплоты с уходящими газами; в - температура уходящих газов; г - значение перетоков воздуха в ВЗП; д- коэффициент избытка воздуха за котлом; е - то же, но в топке

11600 1800 2000 :2200 2400 2600 280Й : Теплопроизводательность, МВт

1 ' 1ГТ1" -0-+ССР- V

3,5 3,3 ЗД 2,9 2,

0,5 0,4 0,

0,2 0,

0,5 0,4 0, ч ол

2 °г<У и

1600 1800 2000 12200 2400 2600 280 Теплопроизводигельносгь, МВт )

100 %

Рис.15. Удельные расходы теплоты на собственные нужды и КПД нетто котла в зависимости от его нагрузки:

1- проектное (полное) давление рабочей среды;

2- скользящее давление; а - КПД нетто; б- суммарные расходы на собственные нужды; в- на привод ПТН; г- на привод ТВД; д- на привод дымососа рециркуляции газов; е - на привод основных основных дымососов

Персоналом Костромской ГРЭС по предложению ВТИ реализована технология ступенчатого сжигания путем перераспределения газа по трем ярусам горелок. Оптимальный режим ступенчатого сжигания удалось обеспечить отключением 10 горелок (из 20) при встречном расположении в шахматном порядке, увеличением расходов топлива по двум нижним ярусам и неизменным распределении воздуха по всем ярусам. Ступенчатое сжигание привело к увеличению значений критических избытков воздуха с 1,02-1,03 до 1,06-1,07 и улучшило характеристику промперегре-вателя, который до этого не обеспечивал достижение проектной температуры пара на выходе (она была ниже проектной на 10 °С и более). Главным достоинством ступенчатого сжигания явилось снижение концентрации ЫОх в продуктах сгорания в два раза ( с 600 до

300 мг/м-5).

2. Совершенствование тепловых схем и конструкций турбинного оборудования [1,12,17,19,21,22.23,25-34,37,38] 2.1. Блок 300 МВт. Повышение экономичности и надежности оборудования связано в первую очередь с внедрением щадящих режимов пуска и работы турбины К-300-240 [12] в нестационарных условиях. Наиболее приемлемым способом пуска турбин из любого теплового состояния, освоенным персоналом Костромской ГРЭС при участии автора, оказался пуск на скользящем давлении до полного нагружения.

Освоение режимов работы на скользящем давлении при сниженных гнагруз-ках при полностью открытых регулирующих клапанах, позволило уменьшить осевые зазоры в цилиндре высокого давления (ЦВД), повысить КПД ЦВД при частичных нагрузках (80 % против 60 % при полном давлении, улучшить экономичность блока за счет снижения мощности турбопривода питательного насоса.

Значительное упрощение пусковых операций при пуске на скользящем давлении пара позволило упростить пусковую и тепловые схемы блока и тем самым их надежность. Стало возможным исключение пусковых РОУ, байпасов главных паровых задвижек с дроссельными клапанами, подвода пара к деаэратору от выхлопов БРОУ, II и III отборов турбины, предохранительных клапанов на «горячем» промперегреве и т.д.; число разных дренажей было уменьшено с 106 до 66, авторегуляторов - с 113 до 55, арматуры с электроприводом - с 545 до 166 единиц.

2.2. Совершенствованию системы регенеративного подогрева воды

1, 12, 19, 22, 23, 25-32, 34, 47]. В проектном исполнении подогреватели низкого давления (ПНД) блоков 300 МВт имели большие недогревы воды, причем менее экономично работали вакуумные ПНД № 1 и 2.

Анализ работы ПНД показал, что это вызвано сопротивлением подводящих паропроводов, входным сопротивлением паровых решеток, не оправдано большим числом ходов по пару и неудовлетворительной конструкцией воздухоуда-ляющих устройств.

Для снижения недогревов в ПНД №1 и №2 выполнено следующее: •сделаны кольцевые подводы пара и увеличено сечение подводящих паропроводов;

•уменьшено число ходов по пару; •сделаны кольцевые отсосы воздуха; •установлены ПНД № 2 смешивающего типа.

Расчетное исследование тепловой эффективности указанных мероприятий с использованием коэффициентов изменения мощности (к.и.м) [26] показало, что они приводят к получению дополнительной мощности 650 кВт.

Большие трудности в эксплуатации вызвал эрозионный износ трубок подогревателей высокого давления (ПВД). Это приводило к частым остановам групп ПВД, создавало опасность попадания воды в турбину и резко увеличивало затраты на ремонт. Для ликвидации такого положения но проекту УралВТИ при непосредственном участии автора выполнена реконструкция ПВД - осуществлен переход к одноходовой схеме по воде, что уменьшило скорости воды и гидравлическое сопротивление, но привело к большей величине недогревов воды. Оценка снижения тепловой экономичности [32] показала, что снижение мощности при этом находится на уровне 900 кВт. Для компенсации потерь мощности было реализовано включение пароохладителя по схеме Рикара-Некольного на III отборе турбины К-300-240, что позволило уменьшить потери мощности на 500 кВт.

Автор явился инициатором освоения режимов работы деаэраторов Д-7 на скользящем давлении при нагрузках блока ниже 70 % номинальной. Это позволило не переходить на посторонний источник пара и повысить экономичность блока. Опыт работы деаэраторов на скользящем давлении был использован при плановой замене Д-7 на Д-10,5 [1, 21, 22, 30, 47]. Установка Д-10,5 вместо Д-7 повышает тепловую экономичность блока (см. рис. 16) [30, 47].

Рис.16. Зависимость внутреннего абсолютного КПД турбоустановки К-300-240 с деаэраторами Д-7 (1) и Д-10,5 (2) при работе их на скользящем давлении пара

Деаэраторы Д-10,5 в отличие от Д-7 могут работать во всем диапазоне на-200 250 зоо МВт грузок блока на отборном паре без его дросселирования (в диапазоне рабочих нагрузок 110-70% номинальной пар на Д-7 дросселируется).

2.3. Опыт освоения и результаты испытаний турбоустановки К-1200-240-3 ЛМЗ [17, 37, 38, 50]. Испытания показали, что тепловые характеристики турбоустановки во всех режимах работы близки к проектным.

По результатам испытаний [17, 38 ] недогревы воды в ПНД при номинальной нагрузке составляли около 5 °С, что на 2 °С выще нормативных. Недогревы в ПВД находились на уровне нормативных значений и были равны 1+15 °С. Значения температуры питательной воды на выходе из ПВД №9 и №8 превышали расчетное на 8+10 °С и 4-5 °С соответственно, что объяснялось более низкими сопротивлениями трубопроводов. Недоохлаждение конденсата составляли в ПВД - 15-20 °С вместо расчетных 8+10 °С.

Расчетное исследование результатов испытаний системы регенеративного подогрева воды [38] с использованием метода к.и.м. показало, что повышение нагрева воды за счет снижения гидравлических потерь паропроводов ПВД улучшает проектные показатели системы регенерации турбины в целом на 0,09 %.

2.4. Повышение эффективности использования тепловыделений оборудования в главном корпусе Костромской ГРЭС [36, 51]. Проект реконструкции системы отопления и вентиляции с калориферами «на просос» по ряду «Г» I и II очередей ГРЭС реализован с целью улучшения системы забора воздуха на горение из котельного отделения и как следствие повышения эффективности использования тепловыделений оборудования. Расчеты [36], выполненные сотрудниками ИГЭУ при участии автора, показали, что эффект от реализации новой схемы отопления и вентиляции по 8 блокам Костромской ГРЭС составляет 12-16 тыс.-т у.т. в год.

3. Исследование состояния, контроль эксплуатационных характеристик газоотводящего тракта и разработка технических вариантов его реконструкции [24,39, 40,42, 53-55]

Обследования газоотводящих трактов Костромской ГРЭС (внешние газоходы и дымовые трубы), проработавших около 20-30 лет [40, 53], показали, что по отдельным частям и элементам они пришли в аварийное состояние из-за недостатков, заложенных еще на стадии проектирования и строительства. г г о ' о

M. 24.

II \ tfl,'c

3x r\ \ N

Л1ф,°С

Для отвода уходящих газов от четырех котлов ТГМП-114 I очереди в 1969 г. сооружена железобетонная дымовая труба с естественным воздушным зазором между футеровкой и геооо Н м Н м несущим стволом высотой 250 м и диаметром устья 8 м. При номинальных нагрузках блоков в дымовом канале появляется избыточное давление (см. рис. 17), в результате чего при длительном (более 20 лет) сжигании высокосернистого мазута агрессивные газы проникали через футеровку, конденсировались и разрушали железобетонный ствол. Второй причиной, способствовавшей разрушению ствола дымовой трубы №1, был высокий температурный перепад на футеровке свыше 60 °С), который вызывался отсутствием предварительного подогрева воздуха на входе в вентилируемый канал. Исследования структуры бетона и футеровки показали, что выше отм. 180 м структура бетона ослаблена, а в футеровке имеются трещины и раскрытия до 150 мм по всей высоте трубы, в конце 80-х годов верхняя часть несущего ствола подвергалась ремонту. Для его усиления с наружной стороны на отм. 200 и 230 м были нанесены две железобетонные обоймы. Однако за прошедшие годы верхняя часть дымовой трубы №1 окончательно пришла в аварийное состояние.

Состояние четырехствольной дымовой трубы №2, введенной в эксплуатацию в 1971 г., имеющей высоту 250 м, не вызывает особых опасений за исключением оголовков металлических стволов. Последние наклонены под углом 8° к оси дымовой трубы с целью объединения потоков в общий факел, что было оправдано высокой нагрузкой блоков. Наблюдения автора и аэродинамические исследования, выполненные сотрудниками ОНИЛ ИГЭУ по заданию Костромской ГРЭС, показали, что при частичных нагрузках такое расположение оголовков приводит к заносу газов от работающих стволов в отключенные с подветренной стороны, а

Рис. 17. Схема дымовой трубы № 1 Костромской ГРЭС и результаты ее тепло-аэродинамического расчета: а) температуры воздуха в зазоре при /„ор=20 °С (I) и <„ор=-20 °С (П); б) температурных перепадов на футеровке: при работе одного блока с 0,,= 145 °С при Ъщг - 20 °С (3) и 1„ар= 20 "С (1) и при работе четырех блоков с 160°С, г,ар= -20 °С (4), 20 °С (2) также в межтрубное пространство, что ведет к интенсивной низкотемпературной коррозии особенно при сжигании мазута.

Дымовая труба №3, введенная в 1980 году, предназначена для работы на отходящих газах двух блоков 1200 МВт. В эксплуатации находится один блок, в результате чего имеет место сильное разрежение, присосы через уплотнения и коррозия кремнеполимербетонного ствола.

Обследования внешних газоходов [ 40, 53] выявили следующее:

• нарушение герметичности стен в местах сопряжения кирпичной кладки с железобетонными стойками и металлическими газоходами;

• наличие влажных золовых отложений по всему низу тракта, достигающих максимальных значений в застойных зонах, вспучивание цементной стяжки;

• разрушение антикоррозийного покрытия (вздутия на полу и большие от-слонения на вертикальных стенах и перекрытиях);

• полное обрушение торкрет-бетона, нанесенного на внутреннюю поверхность внешних газоходов, разрушение железобетонных стоек;

• снижение температуры уходящих газов на 10-20 °С по длине газоходов из-за повышенных присосов воздуха особенно при частичных нагрузках блоков.

Результаты расчетов на влажностный режим подтвердили наличие конденсации влаги в толще ограждений по всем очередям.

На основе анализа результатов обследования внешних газоходов и дымовых труб при участии автора разработан ряд технических предложений 39, 40, 53 по реконструкции всего газоотводящего ствола I очереди Костромской ГРЭС, а также оголовка дымовой трубы №2 (54, 55) и стыков кремнебетонного ствола дымовой трубы №3, что позволит повысить их надежность и срок службы.

Проект реконструкции газоотводящего тракта I очереди [42, 53] включает не только замену железобетонной оболочки дымовой трубы с отм. 180 м , включающим конструктивные изменения, обеспечивающие снижение аэродинамического сопротивления при увеличении высоты трубы до 270 м, но и модернизацию ее цокольной части. В последней предусматривается установка перфорированной разделительной перегородки, обеспечивающей перетекание части газов из работающей в неработающую часть цоколя, что позволяет избежать появление температурных перекосов и коррозию при сниженных нагрузках. Предложено также заменить внешние газоходы блоков №1-4 на металлические с модернизацией их вводов в дымовую трубу (газоходы удаленных блоков №1 и 4 заводятся в верхний ярус).

Совместно с сотрудниками ИГЭУ завершается разработка компьютерной системы а) б)

Рис. 18. Схема нового газоотводящего ствола (а) дымовой трубы № 1 по проекту реконструкции и эпюры статических давлений газов (б) в стволе при ¡тр= +23 °С контроля эксплуатационных характеристик газоотводящего тракта Костромской ГРЭС [52]. Основным его назначением является следующее:

• анализ параметров газоотводящего тракта в процессе эксплуатации;

• выявление наиболее опасных элементов конструкции;

• выдача технических рекомендаций по ликвидации нарушений в работе и содержанию текущих ремонтов.

4. Внедрение новых технологий подготовки и переподготовки оперативного персонала [41, 43,56]

Подготовка и переподготовка оперативного персонала Костромской ГРЭС проводится на основе внедрения новых компьютерных технологий, разработанных и разрабатываемых сотрудниками ИГЭУ по техническим заданиям наиболее опытного персонала станции. Участие автора в этом направлении работы заключается в постановке оперативных учебно-тренировочных задач, в доведении программных продуктов до состояния, наиболее полно отражающего реальные режимы эксплуатации и аварийные ситуации основного и вспомогательного оборудования и закрепляющего лучшие традиции, накопленные в отрасли и на Костромской ГРЭС.

В систему обучения внедрены логические тренажеры, обеспечивающие обучение и тренировку последовательности выполнения оперативной задачи, локальные функционально-аналитические тренажеры, позволяющие отрабатывать действия оператора при управлении отдельными технологическими системами.

Логические тренажеры положительно зарекомендовали себя в процессе самоподготовки персонала и были успешно использованы на соревнованиях профессионального мастерства оперативного персонала блочных ТЭС Центрэнерго на этапе проверки действий машиниста энергоблока в условиях возникновения и ликвидации им аварийных ситуаций на основном и вспомогательном оборудовании. Эти тренажеры включают ряд оперативных задач по режимам пусков, нормальной эксплуатации и остановам. Оценка правильности ответов производится программно в процентах по выполнению последовательности действий каждой операции и по оперативному решению ситуационной задачи в целом.

Локальные функционально-аналитические тренажеры («Эксплуатация блока 300 МВт» и «Система регенерации низкого давления блока 300 МВт») обеспечили эффективную отработку навыков управления технологическим процессом при изменении нагрузки блока, восстановления нормального режима эксплуатации при нарушениях в работе оборудования, ликвидации типовых аварийных ситуаций, вывода насосов в ремонт и из ремонта, в холодный и горячий резерв и др. Соответствие отображения информации на мониторе рабочему месту оператора повысила эффективность обучения.

Доказали свою целесообразность и перспективность компьютерные обучающие системы по основам процессов, протекающих в оборудовании ГРЭС, позволившие восстановить утерянные теоретические знания, а также контролирующие комплексы по знаниям положений руководящих документов электроэнергетической отрасли (РД 34). Правил ГТТН РФ, должностных и производственных инструкций.

Перечисленный комплекс программных продуктов позволил создать эффективную систему подготовки и переподготовки для всех категорий оперативно персонала Костромской ГРЭС.

В последние два года при консультативном участии автора ведется разработка полномасштабного функционально-аналитического тренажера блока 300 МВт, целью которого является обучение и тренировка оперативного персонала в составе смены ведению режимов пуска, нормальной эксплуатации и т.д.