Анализ и оценка причин повреждаемости топочных экранов барабанных котлов высокого давления

УДК

АНАЛИЗ И ОЦЕНКА ПРИЧИН ПОВРЕЖДАЕМОСТИ

ТОПОЧНЫХ ЭКРАНОВ БАРАБАННЫХ КОТЛОВ

ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ

Баранов В.Н., канд. техн., наук, Волков В.С., инж.

ОАО «Сибтехэнерго»-ЗАО «СибКОТЭС»

Адрес организаций: 630032 г. Новосибирск, ул. Планировочная 18/1.

В статье представлен анализ и оценка возможных причин повреждаемости экранных труб барабанных котлов высокого давления на базе материалов по Усть-Илимской ТЭЦ и публикаций по этой проблеме за последние 10- 12 лет. Представлены также соображения по оценке межпромывочного периода.

Статья подготовлена на базе работы,выполненной в связи с проблемами, возникшими на котлах БКЗ-420-140 ПТ-2 Усть-Илимской ТЭЦ, запроектированными для работы на канско-ачинских углях с жидким шлакоудалением. Топочная камера котла выполнена в виде двух восьмигранных предтопков с прямоточными горелками, установленными в два яруса по схеме горизонтального вихря.

На рисунке1 в таблице и на диаграмме приведена информация о повреждаемости труб котлов ст.N1…5,7.

Для определения причин повреждаемости в Иркутскэнерго было проведено два совещания с участием представителей котельных заводов, научных, наладочных и других организаций.  На основании оценок , представленных на этих совещаниях, были сформулированы основные причины. К ним отнесены следующие:

·  Неудовлетворительное состояние по загрязненности экранных труб вследствие больших межпромывочных сроков ( 10…14 лет );

·  Повышенный уровень тепловых падающих потоков вследствие конструктивных особенностей котлоагрегата и дополнительное повышение их при переводе ТЭЦ на сжигание каменного угля и оптимизации топочных процессов по принципу улучшения выхода жидкого шлака

·  Совместное сжигание угля и мазута для подсветки и расшлаковки лёток при сжигании жеронского угля ухудшенного качества, особенно на сниженных нагрузках;

·  Низкие запасы по кратности циркуляции экранной системы котлов.

По существу, здесь названы все возможные причины, которые фигурируют в оценках повреждений экранных труб барабанных котлов.

Ниже приводится анализ и оценка степени влияния указанных факторов на базе накопленного на сегодня отечественного опыта, отраженного в соответствующих публикациях, включая самые последние.

Оценка влияния кратности циркуляции

     Наиболее спорной и малообоснованной представляется последняя из приведенных выше причин – низкие запасы по кратности циркуляции экранной системы котла.

     Сначала рассмотрим этот вопрос на примере тех же котлов Усть-Илимской ТЭЦ.

     Из анализа таблицы следует, что наибольшее количество повреждений произошло с 1986 по 1995 г.г. 42 (76 %). При этом 18 из них, отмеченные звездочкой, произошли на обводах лазов на отметке 6 м в солевом отсеке. На этом основании в публикации [1] авторами делается предположение, что выпадение в твердую фазу отложений объясняется некоторыми конструктивными особенностями экранных поверхностей нагрева. «Положение люка в боковом экране совпадает с местом начала парообразования. В наклонных огибающих трубах при некоторых режимах эксплуатации котла периодически происходит расслоение пароводяной смеси. При этом возникает местное резкое повышение температуры стенки трубы и интенсифицируется процесс локального выпадения в твердую фазу  отложений… Огибающие люк трубы имеют несколько большее гидравлическое сопротивление, чем прямые трубы бокового экрана, и поэтому позднее включаются в нормальную циркуляцию котловой воды».

     Обращает на себя внимание то обстоятельство, что большая часть из указанных повреждений (24 из 42) произошли на вертикальных участках, в том числе за пределами предтопков, а 5 из них случились на других панелях боковых стен, которые конструктивно расположены только в камере охлаждения (дожигания). В [1] отмечается, что повреждения начались после 30 тыс. ч эксплуатации.

     На гистограмме приведена информация по кислотным промывкам.  В 1990 году были проведены промывки на котлах ст. № 1 и 4, а в 1993 и 1994 г.г – на 2, 3 и 5. После промывок на указанных котлах в течении 8-10 лет, а на котле ст. № 1 в течении 14, повреждений экранных труб не зафиксировано.

     Новая серия повреждений в 2003 и 2004 годах по географии принципиально отличается от рассмотренной выше. Все они, кроме одного, произошли на фронтовой или задней стенах в камере охлаждения или на пережиме в контурах циркуляции чистого отсека.

     Таким образом, сравнительный анализ и оценка причин повреждений экранных труб не дают оснований предполагать и тем более утверждать, что одной из них может быть недостаточная скорость циркуляции в каком-либо из контуров.

     Обратимся к другому примеру определения в качестве причины повреждения экранных труб гидравлических характеристик контуров естественной циркуляции. В публикации [2] приводится анализ повреждаемости экранных труб на котлах ТПЕ-208, работающих в дубль-блоке 210 МВт. В статье отмечается, что из всех блоков ГРЭС блок № 2 имел наибольшее число повреждений

     В статье отмечается, что котлы были запроектированы для сжигания фрезерного торфа, но были переведены на сжигание интинского каменного угля и газа. Когда это было сделано, когда начались повреждения экранных труб, какова их статистика, проводились ли химические очистки, как организован водно-химический режим на станции, каков уровень тепловых потоков в районе горелок при работе на торфе и на угле?  На все эти крайне важные вопросы информации в публикации не представлено.