Текст книги "Котлы тепловых электростанций и защита атмосферы"
Автор книги: Сергей Беликов
Соавторы: Владлен Котлер,Владлен Котлер
Жанры:
Технические науки
,сообщить о нарушении
Текущая страница: 8 (всего у книги 17 страниц) [доступный отрывок для чтения: 8 страниц]
6.3. Экономайзеры
Экономайзеры для энергетических котлов выполняют из стальных труб с внутренним диаметром 20–30 мм. Входные и выходные коллекторы размещают вне зоны обогрева. После выходного коллектора вода направляется в барабан.
Экономайзеры можно разделить на два типа: кипящие и некипящие. В последнем варианте вода на выходе из экономайзера остается недогретой до кипения, а в кипящих экономайзерах образуется некоторое количество пара.
При проектировании пылеугольных котлов важное значение имеет расположение змеевиков экономайзера в конвективном газоходе. Если их располагать перпендикулярно фронту котла, то все трубки, находящиеся вблизи задней стенки газохода, придется защищать от износа (подробнее – в гл. 7). Если же змеевики будут располагаться параллельно фронту (с установкой входных и выходных коллекторов на боковой стенке), то износу будут подвержены только несколько труб вблизи задней стенки. Однако крепление змеевиков в этом случае (особенно при значительной ширине газохода) оказывается более сложным.
По высоте (по ходу газового потока) экономайзер обычно делят на несколько пакетов с разрывами высотой до 600 мм. Такая компоновка облегчает осмотр и ремонтные работы в зоне экономайзера.
Для повышения эффективности экономайзера и сокращения его габаритов большое значение имеют расположение и форма труб. Некоторую интенсификацию тепловосприятия (по сравнению с коридорным) обеспечивает шахматное расположение труб. Дополнительный эффект на современных котлах удается получить за счет использования плавниковых труб. Плавники могут быть приварены к трубам (по направлению движения газа), но можно использовать и специальные трубы плавникового профиля (рис. 6.4). Количество металла и стоимость таких труб по сравнению с гладкотрубной поверхностью возрастают, но интенсивность тепловосприятия с газовой стороны увеличивается, и габариты экономайзера существенно сокращаются. Известны конструкции экономайзеров так называемого мембранного типа, у которых петли каждого змеевика соединены приваренным листом. Преимущество такой конструкции не только в увеличении поверхности нагрева, но и в возможности использования пакета в качестве опорной конструкции.
Рис. 6.4. Плавниковые трубы экономайзера
6.4. Выбор температуры горячего воздуха и типа воздухоподогревателя
Оптимальная температура горячего воздуха определяется по характеристикам сжигаемого топлива, а для угольных котлов – еще и по типу шлакоудаления. При сжигании малореакционных углей типа антрацит или тощий необходим высокий температурный уровень процесса горения. Опыт эксплуатации паровых котлов на донецком АШ показал, что для надежного воспламенения и умеренных потерь с механическим недожогом температуру горячего воздуха следует поддерживать на уровне 400–450 °С. При меньшей температуре горячего воздуха не только увеличиваются потери q4 но и снижается диапазон нагрузок, при котором надежно выходит жидкий шлак без подсветки угольного факела мазутом или газом.
При сжигании каменных углей с более высоким выходом летучих (в топках с жидким шлакоудалением) температуру горячего воздуха можно снизить до 350–400 °С. Если при этом окажется, что по условиям сушки топлива требуется менее горячий воздух, то в пылесистему можно подать смесь горячего воздуха и слабоподогретого, после первой ступени трубчатого воздухоподогревателя.
Для котлов, оборудованных топками с твердым шлакоудалением температура горячего воздуха может быть еще ниже – 300–350 °С. Однако при сжигании высоковлажных топлив (бурые угли или фрезторф) необходимо обеспечить сушку топлива в процессе размола и транспорта пыли к горелкам. В таких случаях (при замкнутой системе пылеприготовления) для сушки топлива можно воспользоваться смесью воздуха и дымовых газов, тем более что снижение концентрации кислорода до 15 % решает проблему взрывоопасности систем пылеприготовления.
Температура горячего воздуха, оптимальная по условиям сушки и организации топочного процесса, – важный, но не единственный фактор, определяющий необходимость и характеристики воздухоподогревателя. Дело в том, что за экономайзером температура продуктов сгорания составляет 350–400°С. Воздухоподогреватель позволяет использовать теплоту этих газов: температура уходящих дымовых газов за счет теплоотдачи в воздухоподогревателе снижается до 120–160 °С, что значительно повышает КПД котла.
Нагреваемая среда в воздухоподогревателе содержит в основном двухатомные газы (О2 и N2), а также небольшое количество водяных паров. Нагревающая среда – продукты сгорания – всегда содержат большее количество водяных паров и трехатомные газы (СО2 и SО2). Поэтому объем и теплоемкость дымовых газов всегда выше, чем у воздуха. Именно поэтому воздух в воздухоподогревателе нагревается быстрее, чем охлаждаются в нем продукты сгорания (рис. 6.5). В результате, по мере нагревания воздуха, температурный напор (от которого зависит интенсивность теплообмена) уменьшается. С учетом этого температура уходящих газов определяется не температурным напором между рабочими средами на холодной стороне воздухоподогревателя (где она больше), а экономически обоснованной разностью температур на горячей стороне (где она минимальна). Обычно в этом месте разность температур составляет 30–40 °С, и дальнейшее повышение температуры горячего воздуха становится невыгодным из-за слишком низкого теплообмена, что требует чрезмерного увеличения поверхности воздухоподогревателя.
Рис. 6.5. Изменение температурного напора в процессе подогрева воздуха
Многолетний опыт проектирования котельных установок на разных видах топлива позволяет сделать следующие выводы:
• при сжигании малореакционных углей, когда требуется подогревать воздух до 400–420 °С, температура уходящих газов не может быть меньше 140–150 °С;
• на газомазутных котлах (при температуре горячего воздуха 300–360 °С) температура уходящих газов составляет 130–140 °С;
• на котлах, сжигающих высоковлажные бурые угли, оптимальной оказывается температура уходящих газов 150–170°С.
По конструктивному выполнению все воздухоподогреватели можно разделить на рекуперативные (обычно – стальные, трубчатые) и регенеративные (вращающиеся, с попеременным нагреванием стальных листов горячими газами и охлаждением воздухом). Трубчатый воздухоподогреватель (ТВП) прост в изготовлении, но требует большого расхода металла (рис. 6.6). Воздух проходит с внешней стороны стальных труб диаметром 30–40 мм. Горячие дымовые газы проходят внутри этих труб, которые своими концами приварены к трубным доскам. В котлах большой мощности для снижения габаритов воздухоподогревателя часто применяют двухпоточную (по воздуху) схему (рис. 6.7,а), а в некоторых случаях – многоканальную (>рис. 6.7,б).
Рис. 6.6. Трубчатый воздухоподогреватель: 1 – стальные трубы; 2 и 6 – верхняя и нижняя трубные доски толщиной 20–25 мм; 3 – компенсатор; 4 – воздухоперепускной короб; 5 – промежуточная трубная доска; 7 и 8 – опорные рамы и колонны
Рис. 6.7. Схемы компоновки трубчатых воздухоподогревателей с различным подводом воздуха: а – двухпоточная схема по воздуху; б – многоканальный подвод воздуха; 1 – вход холодного воздуха; 2 – выход горячего воздуха
В регенеративных подогревателях (РВП) для подогрева воздуха используются твердые насадки (обычно – стальные листы), получающие теплоту от дымовых газов. Набивкой заполняют цилиндрический пустотелый ротор, который медленно вращается на валу с приводом от электродвигателя (рис. 6.8).
Рис. 6.8. Регенеративный воздухоподогреватель: 1 – вал ротора; 2 – подшипники; 3 – электродвигатель; 4 – набивка; 5 – наружный кожух; 6 – радиальное уплотнение; 7 – периферийное уплотнение; 8 – утечка воздуха
Такие воздухоподогреватели конструктивно сложнее ТВП, но они более компактны, требуют меньше металла и имеют меньшее аэродинамическое сопротивление.
К сожалению, РВП имеют и некоторые недостатки: требуются расход электроэнергии на собственные нужды и обслуживание механизма вращения (смазка и т. п.); из-за коробления гофрированных листов набивки подогрев воздуха осуществляется только до 300–350 °С; даже наиболее сложные уплотнения, разделяющие газовый и воздушный потоки, не избавляют от повышенных перетоков воздуха в газовый тракт котла.
При сжигании высокосернистых топлив для предотвращения низкотемпературной коррозии (см. гл. 7) часто применяют комбинированный нагрев воздуха. Такая схема предполагает использование не только теплоты продуктов сгорания, но и низкотемпературную теплоту пара из системы регенерации турбины (рис. 6.9). До входа в трубчатый воздухоподогреватель устанавливают паровой калорифер, в котором высвобождается скрытая теплота парообразования отработавшего в турбине пара, что уменьшает потери теплоты в цикле. Но главная задача установки паровых калориферов – защита первых кубов трубчатого воздухоподогревателя от низкотемпературной коррозии.
Рис. 6.9. Схема предварительного подогрева воздуха в паровом калорифере: 1 – паровой калорифер; 2 – дутьевой вентилятор
Глава 7. Надежность поверхностей нагрева котла
7.1. Коррозия поверхностей нагрева
Некоторые виды органического топлива содержат элементы, которые в процессе сжигания образуют коррозионно-активные соединения. В угле такими элементами являются сера, хлор и фтор, в мазуте – сера и ванадий. При сгорании топлива эти вещества претерпевают определенные превращения и при некоторых конструктивных и (или) режимных обстоятельствах резко снижают надежность поверхностей нагрева.
Вредное воздействие продуктов сгорания органического топлива на надежность котельного агрегата начинается в зоне интенсивного горения топлива. При сжигании твердого топлива или мазута возможно появление локальных зон с недостатком кислорода. Присутствующая в топливе сера при этом переходит не в SО2, а в коррозионно-активный сероводород H2S. Появление H2S у поверхности экранных труб значительно увеличивает скорость высокотемпературной или сульфидной коррозии, результатом которой является сульфид железа FeS, переходящий постепенно в сульфаты железа [6].
Особенно опасна высокотемпературная коррозия в топках с жидким шлакоудалением, а также на котлах сверхкритического давления, где температура металла труб нижней радиационной части (НРЧ) существенно выше, чем на котлах докритического давления. Даже при умеренной концентрации H2S, порядка 0,01 %, у поверхности таких труб скорость коррозионного разрушения их лобовой части может достигать нескольких миллиметров в год. При общей толщине стенки трубы 5–6 мм такое утонение требует останова котла и замены труб НРЧ.
В редких случаях на ТЭС поступает природный газ, содержащий сероводород. Имеются экспериментальные данные по интенсивности сульфидной коррозии при сжигании газа с приведенным содержанием серы Sп = 1,25 г/МДж Объемная концентрация H2S составляла при этом 0,04 %. Опыты, проведенные при различной температуре стенки (рис. 7.1), показали, что максимальная скорость коррозии наблюдалась в лобовой части трубы при 607 °С и составляла 0,6 г/(м2·ч).
Рис. 7.1. Зависимость скорости высокотемпературной газовой коррозии от температуры стенки при сжигании сероводородного газа: 1 – средняя по всей поверхности (по потере массы); 2 – локальная в лобовой части (по утонению стенки)
Основной метод борьбы с высокотемпературной коррозией – создание окислительной среды во всем объеме зоны активного горения. Это значит, что коэффициент избытка воздуха во всех горелках должен быть больше 1,0 (даже с учетом неравномерного распределения воздуха по отдельным горелкам). Аэродинамическая структура в зоне активного горения не должна допускать удара факела отдельных горелок в топочные экраны. При внедрении технологических методов подавления оксидов азота (ступенчатый ввод воздуха или нестехиометрическое сжигание) необходимо предотвратить появление зон с восстановительной средой у топочных экранов. Особенно важно соблюдать это правило при сжигании серосодержащих топлив в котлах СКД.
Известны угольные месторождения с повышенным содержанием хлора (Сl > 0,1 %). Сжигание таких углей (их часто называют «солеными») приводит к хлоридной коррозии, которая наблюдается при взаимодействии хлористого водорода с металлом труб. В отличие от сульфидной коррозии, в этом случае происходит уже не локальное повреждение: разрушению могут подвергнуться почти все поверхности нагрева котла. Как и при сульфидной коррозии, скорость хлоридной коррозии определяется концентрацией хлористого водорода и температурой поверхности нагрева. При неблагоприятных условиях она может достигать 1 мм/год.
Образование НСl из хлорсодержащих компонентов топлива происходит в зоне активного горения, причем степень перехода увеличивается с ростом температуры. Снижение избытка воздуха также может увеличить содержание НСl.
Наибольшую опасность хлоридная коррозия представляет для выходных ступеней пароперегревателя, где температура металла максимальная. При температурах газа < 1000 °С НСl вступает во взаимодействие с отдельными компонентами золы и его концентрация снижается. Особенно активно НСl взаимодействует с оксидом кальция. Именно поэтому одним из средств подавления хлоридной коррозии является совместное сжигание соленых углей и бурых углей Канско-Ачинского бассейна, в золе которых содержится много СаО. Из других средств снижения интенсивности хлоридной коррозии можно отметить «низкотемпературное» сжигание (максимальная температура в ядре горения не выше 1300 °С), снижение температуры газов на выходе из топки (Tт’’ < 1050 °С), а также использование коррозионно-стойких материалов для труб пароперегревателей.
При сжигании мазутов не меньшую опасность представляет ванадиевая коррозия, которая связана с наличием в потоке дымовых газов паров пятиокиси ванадия V2O5. Этому виду коррозии подвержены трубы конвективного пароперегревателя, температура металла которых превышает 610–620 °С. При таких температурах на поверхности труб образуется пленка из ванадатов натрия – 5V2O5·Na2O·V2O4. Результатом является интенсивная коррозия труб, а также неохлаждаемых крепежных и дистанционирующих элементов конвективного пароперегревателя.
В случае сжигания высокосернистых мазутов процесс ванадиевой коррозии усиливается за счет появления пиросульфата натрия Na2S2O7. Коррозия в этом случае начинается уже при 600 °С и достигает максимума при температуре 700–750 °С (такую температуру имеют многие крепежные детали даже на котлах с умеренными параметрами пара).
Для снижения опасности ванадиевой коррозии используют такую компоновку пароперегревателя, при которой температура труб не достигает 600 °С. Снизить скорость ванадиевой коррозии также удается за счет использования щелочных присадок к мазуту (например, хлористого магния MgCl2).
В последние годы проблема ванадиевой коррозии несколько потеряла свою актуальность, так как мазут в котлах тепловых электростанций используется, главным образом, для растопки котлов и подсветки угольного факела на сниженных нагрузках.
Еще один вид коррозии при сжигании серосодержащих топлив наблюдается, как правило, в зоне воздухоподогревателя и называется низкотемпературной коррозией. Этот процесс применительно к энергетическим котлам связан с наличием в дымовых газах серного ангидрида SO3 и водяных паров. Если температура поверхности нагрева оказывается ниже температуры насыщения водяных паров в продуктах сгорания, происходит конденсация пара (при этом температура насыщения определяется парциальным давлением конденсирующегося пара в дымовых газах). На рис. 7.2 приведен график зависимости температуры начала конденсации серной кислоты из дымовых газов при различных содержаниях SO3 и двух значениях парциального давления Н2O [7].
Рис. 7.2. Зависимость точки росы от парциального давления PH2SO4 и РH2O
Основная часть SO3 образуется в зоне активного горения, где при высоких температурах происходит окисление SO2 атомарным кислородом. Доля перехода SO2 в SO3 зависит от коэффициента избытка воздуха и составляет в среднем 1–2 % SO2.
При сжигании сернистого мазута и серосодержащего газа эффективным средством борьбы с низкотемпературной коррозией является организация их горения с предельно низкими избытками воздуха (αт = 1,01–1,02). Такие режимы резко снижают содержание SO3, и точка росы приближается к точке росы водяных паров (50–60 °С).
При сжигании твердого топлива опасность низкотемпературной коррозии зависит, главным образом, от температуры стенки: именно эта температура определяет количество конденсирующейся кислоты и её концентрацию в пленке. Максимальные скорости коррозии, в отличие от мазутных котлов, наблюдаются при более низких (105–110 °С) температурах.
Для снижения коррозии поверхностей нагрева при сжигании сернистого мазута иногда применяют органические и минеральные водорастворимые присадки, более эффективные, чем порошкообразные минеральные. Использование водорастворимых присадок значительно упрощает систему их ввода и позволяет сжигать мазут с более высоким избытком воздуха.
Еще одно средство борьбы с низкотемпературной коррозией состоит в использовании для наиболее опасных мест коррозионно-стойких или неметаллических материалов и покрытий.
Для покрытия металлических листов набивки воздухоподогревателей (РВП) применяют эмаль. Но в условиях переменного температурного режима не удалось получить стойкие эмалевые покрытия, способные противостоять химическому разрушению, истиранию и термическому растрескиванию. За рубежом при изготовлении низкотемпературных поверхностей нагрева сделана попытка использования труб из боросиликатного стекла, но распространения такой метод борьбы с низкотемпературной коррозией не получил.
7.2. Шлакование экранных и ширмовых поверхностей нагрева
При сжигании твердого топлива в камеру сгорания вместе с органической массой поступает минеральная часть. В состав минеральной массы топлива входят как тугоплавкие компоненты (SiO2, Al2O3 и др.), так и легкоплавкие, температура плавления которых существенно ниже максимальных температур в топочной камере. Особый интерес в этом плане представляют хлориды и сульфаты щелочных металлов (NaCl, Na2SO4, MgCl2 и др.), температура плавления которых составляет 700–850 °С. Именно это обстоятельство является причиной образования отложений в тех местах топочной камеры, где расплавленные частицы золы набрасываются потоком газов на трубы экранов и ширмовых поверхностей нагрева.
Внешний вид, структура, состав и прочностные свойства отложений могут существенно различаться: эти характеристики определяют исходный состав минеральной массы, условия образования отложений и протекающие в них вторичные реакции.
Шлакованию подвержены радиационные поверхности нагрева (обычно – в зоне активного горения) и ширмовые поверхности на выходе из топки. В конвективных газоходах образуются обычно рыхлые или сыпучие золовые отложения, легко удаляемые при периодических очистках.
Шлакование уменьшает тепловосприятие топочных экранов и повышает температуру газов на выходе из топки. Это может привести к нарушению нормального (расчетного) гидродинамического режима работы экранов и ширм.
Глубокие исследования процесса шлакования показали, что в большинстве случаев причиной образования отложений является спекание стекловидной и частично кристаллической части золы, прилегающей к поверхности нагрева. Однако в ряде случаев на образование самых первых слоев влияют возгонка и последующая конденсация отдельных компонентов золы, а также взаимодействие этих компонентов с топочными газами.
Проектирование котла для сжигания твердого топлива должно начинаться с оценки шлакующих свойств заданного топлива. Кроме оценок общепринятых характеристик (температура плавкости золы, коэффициенты шлакования по стандартам Бабкок-Вилькокс) в последнее время используется температура начала шлакования tн.ш. Обычно она определяется экспериментально при опытном сжигании заданного угля в реальном котле или на опытной установке (огневом стенде). Пример определения tн.ш показан на рис. 7.3, где приведена зависимость интенсивности образования отложений q [кг/(м2·ч)] от температуры газов Тr для двух марок углей на ТЭС Плевля, а также для бурых углей на ТЭС Гацко и Углевик.
Рис. 7.3. Определение температуры начала шлакования для лигнитов на трех электростанциях: 1, 2 – Плевля, 3 – Гацко, 4 – Углевик
Сотрудниками Всероссийского теплотехнического института (ВТИ) разработан аналитический метод, который позволяет по составу минеральной части топлива оценить tн.ш без проведения эксперимента. Полученная таким образом температура служит основой для правильного выбора температуры перед выходной ступенью «горячего» конвективного пароперегревателя. Практика эксплуатации котлов на бурых углях подтверждает: если вблизи экранов (в пристенной зоне) удается обеспечить температуру газов ниже tн.ш, то в этой зоне топки активного шлакования, как правило, не наблюдается.
Для обеспечения бесшлаковочной работы котлов на бурых углях в первую очередь приходится ограничивать тепловые напряжения сечения топки qf (в том числе – в расчете на 1 ярус горелок – qfя) и лучевоспринимающих поверхностей в зоне активного горения qл.г.э. Обычными для крупных котлов являются величины: qf = 3,3÷4,1 МВт/м2; qfя = 1,0÷1,8 МВт/м2; qл.х.э = 0,8÷1,2 МВт/м2.
При факельном сжигании ядро горения с максимальной температурой находится обычно на выходе из зоны активного горения. По условиям шлакования температура газов в конце этой зоны для бурых углей не должна превышать 1250–1300 °С. Для выполнения данного требования используют следующие технические решения:
– увеличивают высоту горелочной зоны путем расположения горелок в несколько ярусов по высоте;
– балластируют топку «горячими» (при заборе газов из верхней части топочной камеры) или «холодными» (из хвостовой части котла) продуктами сгорания;
– определенным образом располагают горелки в тангенциальной топке и выбирают оптимальный диаметр условной окружности в центре топки, по касательной к которой направляют оси горелок.
