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

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

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

Таблица 1
Характеристика процесса оптимизации топочного режима

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Выводы

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

Список литературы

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

Изменение ат от 1,12 до 1,26 приводит к уменьшению от 2,5 до 1,5% для второй группы топлива . Поэтому для увеличения надежности работы топочной каме­ры следует поддерживать избыток воздуха на выходе из топки больше 1,2.

В указанном в табл. 1-3 диапазоне изменения теплового напряже­ния топочного объема и тонины помола /?90 (рис. 6-9,в, г) их влияние на величину не обнаружено. Не удалось также выявить влияние со­отношения скоростей вторичного воздуха и пылевоздушной смеси в изу­ченном диапазоне их изменения на экономичность работы топки. Одна­ко при уменьшении расхода воздуха через наружный канал (при сни­женных нагрузках) и соответствующем его увеличении через внутренний канал (при постоянном расходе через горелку) выход шлака улучшает­ся. Струи шлака становятся более тонкими, увеличивается их количе­ство.

При равномерной раздаче пыли и воздуха. по горелкам и при ат> >1,15 химический недожог на выходе из топки отсутствует.

К. п. д. брутто парогенератора при сжигании углей (1/г«14%) и при номинальной нагрузке достигает 90,6% .

В работе получены аналогичные результаты, подтверждающие, что парогенератор ТПП-210А работает экономично и надежно также при сжигании АШ (1/г = 3,5%; 0рц = 22,2 МДж/кг; Л^ = 23,5%; =

При избытках воздуха в топке ат= 1,26ч-1,28, тонине помола /?9о = ----6-^8%, в диапазоне нагрузок Д< = 0,7-^ 1,0£)н величина потери тепла с механическим недожогом достигает 3%. Максимальный к. п. д. брутто парогенератора при номинальной нагрузке составляет 89,5%.

В работе приводятся данные, утверждающие, что при сжигании антрацита в топочной камере парогенератора ТПП-210А значение меха­нического недожога <74 в условиях эксплуатации примерно в 1,5 ниже, чем при работе котлов ТПП-110 и ТПП-210 с двухъярусным расположе­нием вихревых горелок мощностью 35 МВт.

Проведенные исследования, а также длительная опытно-промыш­ленная эксплуатация парогенератора ТПП-210А показали, что в диапа­зоне изменения нагрузок от 0,65 до номинальной топочная камера рабо­тает экономично и устойчиво, без сепарации пыли и без нарушений режима жидкого шлакоудаления.

Длительность кампании (до капитального ремонта) парогенератора с пылегазовыми горелками без их ремонта составила 14545 часов . При этом состояние горелок было удовлетворительное; обгорание кир­пича амбразур, коробление газовых трубок и насадок незначительное.

При осмотрах топочной камеры во время остановов не наблюдалось скопления шлака на поду и шлакования стен камеры догорания. Весь ошипованный пояс был покрыт гладкой, блестящей пленкой шлака. Занос конвективных поверхностей нагрева также не наблюдался.

Отключение любой одной горелки или двух средних не снижает устойчивости воспламенения, не влияет на режим жидкого шлакоуда­ления и не приводит к нарушению температурного режима НРЧ и ВРЧ.

ПОМЕТ КАК ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ РЕСУРС. Сразу оговоримся, что использование нативного (безподстилочного) помета для обеспечения энергетических нужд гораздо более дорогостоящий в сравнении с подстилочным пометом в плане как капитальных, так и эксплуатационных …

КОМПЛЕКСНЫЙ МЕТОД УТИЛИЗАЦИИ КУРИНОГО ПОМЁТА С ПОЛУЧЕНИЕМ ОРГАНОМИНЕРАЛЬНЫХ УДОБРЕНИЙ И ГОРЮЧЕГО ГАЗА, ТЕПЛОВОЙ И ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ Помет является сильным загрязнителем почвы, водного и воздушного бассейнов. В то же время помет …

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

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

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

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

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

Этому способствует ряд факторов, в том числе:

Социально оправданная перспектива оживления угледобывающей отрасли;

Снижение темпов разработки газовых месторождений и объемов добычи природного газа;

Рост его экспортных потребностей.

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

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

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

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

1. Различные модификации ступенчатого сжигания твердого топлива;

2. Создание высокоэкономичных и экологически «чистых» установок.

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

Ступенчатое сжигание твердых топлив

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Создание высокоэкономичных и экологически «чистых» установок

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

Модернизация котла ТПП-210 с установкой «плечевой» топки

для сжигания низкореакционного угля

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

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

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

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

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

Значительно меньшие трудности с выводом шлака;

Меньшие потери с мехнедожогом;

Более низкий уровень выбросов оксидов азота.

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

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

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

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

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

Сжигание ухудшенного антрацитового штыба в кипящем слое

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Конвективный пароперегреватель СВД

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

В середине ХХ века развитие тепловых электростанций шло по пути увеличения единичной мощности и экономичности энергетического оборудования. При этом в 50-е годы ХХ века в СССР начали строить ТЭС с энергоблоками 100, 150 и 200 МВт, а в 60-е годы вводить в эксплуатацию на электростанциях энергоблоки мощностью 300, 500 и 800 МВт. Введен в эксплуатацию также один энергоблок мощностью 1200 МВт. В этих блоках установлены котлы на сверхкритические параметры пара.

Переход котлов на сверхкритические параметры пара диктовался экономической целесообразностью, которая определялась оптимальным балансом экономии топлива за счёт повышения термического к.п.д. цикла и удорожания оборудования и эксплуатации. Отказ от применения в мощных блоках барабанных котлов на докритические параметры пара определялся значительным ростом стоимости котла в результате увеличения массы барабана, которая для котла блока 500 МВт достигала 200 т. Монтаж и эксплуатация такого котла значительно усложняются, поэтому оптимальная мощность энергоблоков с барабанными котлами, несущими базовую нагрузку, не превышает 400 МВт. В связи с этим при создании блоков большой мощности было принято решение о переходе на прямоточные котлы сверхкритического давления.

Первые прямоточные котлы для энергоблоков 300 МВт моделей ТПП-110 и ПК-39 и котлы для энергоблоков 800 МВт моделей ТПП-200, ТПП-200-1 были изготовлены в начале 60-х годов XX века. Исполнялись они двухкорпусными. Паровые котлы ТПП-110 и ПК-39 были изготовлены с несимметричным расположением поверхностей нагрева в каждом корпусе (моноблоке).

В котле ТПП-110 в одном корпусе размещена основная часть первичного пароперегревателя, во втором корпусе – остальная

часть этого пароперегревателя и вся поверхность нагрева промежуточного пароперегревателя. При таком расположении пароперегревателей температура пара в каждом из них регулируется путем изменения соотношения «питательная вода – топливо». Дополнительно температура промежуточного пара регулируется в газопаровом теплообменнике.

Перераспределение тепловой нагрузки между корпусами, которое имеет место при регулировании температуры пара, нежелательно, поскольку при сжигании антрацитового штыба и других видов низкореакционного топлива происходит снижение температуры горячего воздуха, что приводит к увеличению потерь теплоты от недожога топлива.

В двухкорпусном паровом котле модели ПК-39, изготовленном по Т-образной схеме, первичный и промежуточный пароперегреватели расположены в четырех конвективных шахтах корпусов несимметрично к вертикальной оси котла. При изменении количества продуктов сгорания в правой и левой конвективной шахте каждого корпуса происходит перераспределение тепловосприятия первичным и промежуточным пароперегревателями, что приводит к изменению температуры пара. В двухкорпусном паровом котле с симметричными корпусами моделей ТПП-200, ТПП-200-1 конвективные шахты каждого корпуса разделены на три части вертикальными перегородками. В средней части конвективной шахты размещаются пакеты водяного экономайзера, в двух крайних – пакеты конвективного пароперегревателя высокого давления и промежуточного.

Опыт эксплуатации котлов ТПП-110 подтвердил возможность регулирования температуры первичного и промежуточного пара путем изменения соотношения «питательная вода–топливо» в каждом из корпусов. Вместе с тем при эксплуатации этих котлов наблюдалось повышенное количество их аварийных остановок. Существенно усложнялась эксплуатация котлов. Аналогичная картина наблюдалась при опытной эксплуатации котла ПК-39.

В дальнейшем вместо этих котлов производились двухкорпусные агрегаты, но с симметричным расположением поверхностей нагрева в корпусах – дубль-блоки (ТПП-210, ТПП-210А, ТГМП-114, ПК-41, ПК-49, П-50).

Применение двухкорпусных котлов с симметричным расположением поверхностей нагрева повышает надёжность работы энергоблока. При аварийной остановке одного из корпусов энергоблок может работать с пониженной нагрузкой на другом корпусе. Однако работа с одним корпусом менее экономична. К недостаткам двухкорпусных котлов относится также сложность схемы трубопроводов, большое количество арматуры, повышенная стоимость.

Опыт эксплуатации энергоблоков с котлами сверхкритического давления показал, что коэффициент использования агрегатов с одним корпусом не ниже, чем с двумя. Кроме того, вследствие уменьшения количества пароводяной арматуры и приборов автоматического регулирования упрощается обслуживание энергоблоков с однокорпусными котлами. Эти обстоятельства обусловили переход к производству однокорпусных котлов сверхкритического давления.

Паровой котел ТПП-312А паропроизводительностью 1000 т/ч (рис. 2.13) предназначен для работы на каменном угле в блоке с турбиной 300 МВт. Он вырабатывает перегретый пар с давлением 25 МПа и температурой 545°С и имеет к.п.д. 92%. Котел – однокорпусный, с промперегревом, П-образной компоновки с открытой призматической топочной камерой. Экраны по высоте топочной камеры разделены на четыре части: нижнюю радиационную часть, среднюю, состоящую из двух частей, и верхнюю радиационную часть. Нижняя часть топочной камеры экранирована ошипованными, покрытыми карборундом, трубами. Шлакоудаление – жидкое. На выходе из топочной камеры расположен ширмовый пароперегреватель, в конвективной шахте – конвективные пароперегреватели высокого и низкого давления. Температура пара высокого давления регулируется впрыском питательной воды, а пара низкого давления – паропаровым теплообменником. Подогрев воздуха осуществляется в регенеративных воздухоподогревателях.

Разработаны и находятся в эксплуатации следующие однокорпусные котлы сверхкритического давления: пылеугольные ТПП-312, П-57, П-67, газомазутные ТГМП-314, ТГМП324, ТГМП-344, ТГМП-204, ТГМП-1204. В 2007 году на ТКЗ «Красный котельщик» изготовлены котлы ТПП-660 паропроизводительностью 2225 т/ч и давлением пара на выходе 25 МПа для энергоблоков ТЭС «Бар» (Индия). Срок службы котлов – 50 лет.

На последнем энергоблоке ТЭС «Hemweg» в Нидерландах (см. раздел 4) установлен паровой двухпроходной котел по технологии Бенсона (рис. 2.14) паропроизводительностью при полной нагрузке 1980 т/ч, спроектированный фирмой «Mitsui Babcock Energy» и предназначенный для работы на каменном угле (как основном виде топлива) и газе в блоке с турбиной мощностью 680 МВт.

Этот радиационный прямоточный котел сверхкритического давления вырабатывает пар с давлением 26 МПа и температурой 540/568°С.

Он работает в режиме модифицированного скользящего давления, при котором давление турбины на входе регулируется до уровня, меняющегося вместе с нагрузкой энергоблока.

Котел оборудован тремя пароперегревателями с промежуточными впрыскивающими пароохладителями и двумя блоками промежуточных пароперегревателей (хотя это цикл с однократным промежуточным перегревом). Экономайзер представляет собой горизонтальный змеевик из труб с ребристой поверхностью. Первичный пароперегреватель устроен в виде одного горизонтального и одного вертикального блока. Вторичный ширмовый пароперегреватель представляет собой подвесной одноконтурный блок, а последняя ступень пароперегревателя также выполнена в виде одноконтурного подвесного блока. Температура острого пара на выходе котла 540°С. Система промежуточного пароперегревателя котла имеет две ступени – первичную и конечную. Первичная ступень включает два горизонтальных блока, конечная ступень промперегрева представлена вертикальным блоком в виде сложенного контура, расположенного в газоходе котла. На выходе котла температура перегретого пара составляет 568°С.

Система сажеобдувки котла состоит из 107 воздуходувок, приводимых в действие программируемым логическим контроллером. Удаление зольного остатка осуществляется скребковым конвейером, проходящим под топкой, и гидравлическим транспортом до резервуара-фильтра для зольного остатка.

Температура дымовых газов на выходе составляет около 350°С. Далее они охлаждаются до 130°С во вращающихся регенеративных воздухоподогревателях.

Конструкция котла предусматривает минимизацию выбросов NO x за счет использования горелок с низким выделением NO x и острого дутья. Достижению хороших экологических показателей способствует десульфуризация дымовых газов, позволяющая удалять SO 2 из отработанных газов.

Современный газомазутный паровой котел ТГМП-805СЗ (рис.2.15) паропроизводительностью 2650 т/ч предназначен для выработки перегретого пара с рабочим давлением 25,5 МПа и температурой 545 °C для паровой турбины мощностью 800 МВт. Котел прямоточный, газомазутный, однокорпусный, подвешен на хребтовых балках, опирающихся на колонны здания котельного отделения, и может устанавливаться в районах с сейсмичностью 8 баллов. Он имеет открытую топочную камеру призматической формы. Она образована цельносварными трубчатыми панелями, в нижней части которых размещается цельносварной горизонтальный подовый экран, а в верхней части – горизонтальный газоход, закрытый сверху цельносварным трубчатым потолочным экраном. Экраны топочной камеры разделены по высоте на нижнюю и верхнюю радиационные части.

На фронтовой и задней стенах топочной камеры котла размещены 36 газомазутных горелок. В горизонтальном газоходе последовательно по ходу газов размещены пять вертикальных конвективных поверхностей нагрева – парогенерирующая поверхность нагрева, включенная в пароводяной тракт котла до встроенной задвижки, три части пароперегревателя высокого давления, выходная ступень пароперегревателя низкого давления.

Регулирование температуры вторичного пара осуществляется с помощью рециркулирующих газов. В опускном газоходе, экранированном цельносварными трубчатыми панелями, последовательно по ходу газов размещены входная ступень пароперегревателя низкого давления и водяной экономайзер.

Одним из самых значительных достижений теплоэнергетики конца ХХ века в мире стало внедрение суперсверхкритических котлов, которые в настоящее время способны работать при давлении пара на выходе 30 МПа и температуре 600/650°С. Это стало возможным благодаря разработкам в области технологии материалов, которые могут выдерживать условия высоких температур и давлений. В «большой энергетике» уже работают котлы (их чаще называют «парогенераторами») производительностью более 4000 т/ч. Такие котлы обеспечивают паром энергоблоки 1000–1300 МВт на электростанциях в США, России, Японии и в некоторых странах Европы.

В настоящее время продолжается разработка новых моделей паровых котлов для энергоблоков ТЭС. При этом котлы конструируются как на суперсверхкритические, сверхкритические, так и докритические параметры пара. К примеру, на 2 энергоблоках ТЭС «Нейвели» (Индия) мощностью по 210 МВт каждый установлены паровые котлы Еп-690-15,4-540 ЛТ, предназначенные для работы на низкокалорийных индийских лигнитах. Это барабанные котлы с естественной циркуляцией, докритического давления с промперегревом, однокорпусные, с твердым шлако-удалением, башенного типа. Паропроизводительность такого котла 690 т/ч, параметры пара – давление 15,4 МПа на выходе из котла и 3,5 МПа на выходе из промпароперегревателя, температура пара 540°С.

Топочная камера котла открытая и оборудована 12 спаренными прямоточными многоканальными горелками, установленными на всех стенах топки в два яруса. Для очистки поверхностей нагрева установлены аппараты водяной и паровой обдувки.

Необходимо отметить, что энергетика стран СНГ базируется на применении двух типов паровых котлов – прямоточных и котлов с естественной циркуляцией. В зарубежной практике наравне с прямоточными котлами широко используются котлы с принудительной циркуляцией.

Кроме основных – паровых котлов высокого и сверхкритического давления – на ТЭС в настоящее время используются и другие типы котлов: пиковые водогрейные котлы, котлы для сжигания углей в кипящем слое, котлы с циркуляционным кипящим слоем и котлы-утилизаторы. Некоторые из них и станут прообразом котлов для будущего развития теплоэнергетики.