7. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ВОДОРОДНОГО ОХРУПЧИВАНИЯ ВОЗДЕЙСТВИЕМ НА ТЕПЛОВУЮ НАГРУЗКУ
Практика эксплуатации котлов высокого и сверхвысокого давления дает немало примеров важного, а иногда решающего влияния тепловой нагрузки на хрупкие (прежде всего) и вязкие повреждения парогенерирующих труб. На многих ТЭЦ водородные повреждения экранных труб начинались после реконструкции горелочных устройств, причем места разрыва почти всегда совпадали с направлениями факелов мазутных форсунок [11]. Косвенным показателем значительных нагрузок в зоне повреждений являлось высокое процентное содержание меди в отложениях. После изменения положения мазутных форсунок и рационализации топочного режима повреждения, как правило, прекращались. Например, на одной ТЭЦ [11] из большого числа повреждений только одно произошло на трубе солевого отсека. На большинстве вырезок образцов труб после очистки экранной системы следов коррозии обнаружено не было. Измерения показали существенные локальные повышения температур стенки экранных труб (до 200°С выше температуры насыщения), что явилось, по-видимому, следствием нарушения нормального режима кипения под воздействием чрезмерных тепловых нагрузок. По данным [12] массовые случаи однотипных бездеформационных разрывов экранных труб котлов ТП-230 происходили после реконструкции горелочных устройств, все повреждения концентрировались в области наиболее высоких тепловых нагрузок. Повреждались трубы только первой ступени испарения. Максимальная толщина отложений в экранных трубах, соседних с поврежденными, составляла 0,3 мм, каких-либо заметных коррозионных повреждений под этими отложениями обнаружено не было. Решающим фактором повреждений экранных труб отдельных котлов явилась, таким образом, реконструкция горелочных устройств, приведшая к возникновению значительных локальных тепловых потоков. Аналогичные котлы тех же электростанций, на которых горелки не подвергались реконструкции, повреждений не имели, хотя все остальные эксплуатационные факторы, т. е. водный режим, нагрузка и пр., были одинаковыми. С возвратом к прежним конструкциям горелочных устройств повреждения экранных труб полностью прекратились. Предполагается, что механизм указанных водородных повреждений связан с появлением значительной разности потенциалов между двумя участками трубы в результате наличия разных тепловых потоков на этих участках. Следует подчеркнуть, что по данным [12] описанные повреждения не связаны с «пережогом» металла.
Обследование повреждений экранных труб котлов ТМ-84 Полоцкой ТЭЦ показало, что их причиной является возникновение отложений и коррозии вследствие нысоких локальных тепловых нагрузок, интенсивно возрастающих с повышением нагрузки котлов [65]. Максимальное значение тепловых потоков составляло 460 000 ккал/(м2-ч), что, очевидно, и приводило к нарушению нормального режима кипения. Коррозионные разрушения происходили в зоне между отметками первого и третьего ярусов горелок.
Коррозионные повреждения парогенерирующих труб ТГМ-84/А Волжской ТЭЦ также происходили и области максимальных тепловых нагрузок в зоне горелок. Опыт эксплуатации показал, что при одинаковом водно-химическом режиме на котлах этого типа с шестью горелочными устройствами ТКЗ-ВТИ повреждения происходили чаще, чем на котлах с 18 горелками ТКЗ (горелки в обоих случаях располагаются на фронтовой стене топки). При работе на газе повреждений не было. Максимальная температура экранных труб при работе на мазуте котла с шестью горелками составила 422—447°С, а максимальная (локальная) тепловая нагрузка 405 000 ккал/(м2-ч). При избытке воздуха на выходе из топки αт = 1,1 во всех режимах наблюдается наброс факела на задний экран.
Частые повреждения экранных труб котла ТГМ-94 Ташкентской ГРЭС происходили в зоне максимальных тепловых нагрузок между вторым и третьим ярусом горелок (трубы солевых отсеков). При работе на газе тепловые потоки сравнительно невелики [(330—360) -103 ккал/(м2-ч)] и повреждений экранных труб не было. При сжигании мазута локальные тепловые потоки достигали 480 000 ккал/(м2-ч), причем их максимум по длине факела находился именно в зоне экранных труб солевых отсеков [66].
Мы сообщали [3, 13] о хрупких водородных повреждениях парогенерирующих труб котлов ТГМ-96. Все повреждения происходили в зоне максимальных тепловых нагрузок. На котлах ТГМ-96 с восемнадцатью горелочными устройствами ТКЗ разрушались в основном трубы средних панелей боковых экранов (вторая ступень испарения), а на котле ТГМ-96 с четырьмя горелками ХФ ЦКБ-ВТИ-ТКЗ, расположенными также на фронтовой стене топки, — трубы заднего экрана (первая ступень испарения). На котлах с 18 горелочными устройствами крайние горелки расположены ближе 2,5—3 калибров (диаметров амбразуры) от боковых экранов и избежать касания, а иногда и ударного воздействия факела крайних горелок о боковые экраны практически было невозможно во всем диапазоне нагрузок. То же характерно для заднего экрана котла с четырьмя горелками при работе на пониженных избытках воздуха. При переходе на малое число мощных горелочных устройств глубина топки котла ТГМ-96, а также и котлов ТГМ-84 осталась той же, что и для котлов этих типов с большим числом горелочных устройств (при их расположении на фронтовой стене в обеих модификациях). При работе котлов ТГМ-96 на газообразном топливе независимо от числа горелок повреждений экранных труб нe было. Все повреждения после перехода на мазут происходили по наружной образующей экранных труб, наиболее выступающей в топку. Перегрева труб с огневой стороны не установлено. На котле с четырьмя горелками в два яруса разрушения происходили между первым и вторым ярусами горелок; на котлах с 18 горелками в три яруса — между первым и третьим ярусами.
Статистический анализ повреждаемости экранной системы паровых котлов с естественной циркуляцией в результате накипеобразования и коррозии, выполненный Союзтехэнерго, указывает на многочисленные факты образования повреждений именно в зонах высоких тепловых нагрузок. Так, в материалах за 1964 т. отчетливо видно, что физико-химической особенностью повреждений труб, связанных с внутренними отложениями в зоне наибольших тепловых потоков, общей для котлов с естественной циркуляцией на давление пара 140 кгс/см2, является охрупчивание стенок труб около внутренних коррозионных язвин под слоем отложений в результате диффузии водорода в металл. Впервые рекомендовалось производить дифференцированную количественную оценку предельной загрязненности экранных труб в зонах высоких тепловых нагрузок (по вырезкам образцов труб из этих зон) в зависимости от местного теплового напряжения стенки трубы. Отмечалась необходимость поставить перед конструкторами и расчетчиками паровых котлов задачу снижения максимума местных тепловых нагрузок на экраны, а также выноса сварных стыков экранных труб из зоны больших теплонапряжений или как минимум выполнение сварки на заводе аргоном с исключением возможности появления около шва грата или окалины.
Позднее (1972—1974 гг.) указывалось, что предельный уровень удельной загрязненности в зонах высоких локальных тепловых потоков может составлять всего 100—150 г/м2. Рекомендовалось помимо усиления контроля водного режима особое внимание уделять режиму горения топлива с организацией регулярного эксплуатационного контроля значения тепловых потоков. Подчеркивалось, что мероприятия по организации водного режима, обеспечивающие удовлетворительную работу оборудования на твердом топливе, могут оказаться совершенно недостаточными при переходе на мазут и что абсолютное большинство случаев повреждений парогенерирующих труб произошло на мазутных котлах высокого и сверхвысокого давлений.
Имеется много сообщений о влиянии тепловой нагрузки на коррозию парогенерирующих труб котлов и на зарубежных электростанциях. Представляет также интерес дискуссия между эксплуатационниками и изготовителями котлов в США по вопросу причин коррозионных повреждений, резко участившихся после 1950 г., т. е. после ввода в эксплуатацию большого числа котлов давлением 125—170 кгс/см2. Изготовители, как и следовало ожидать, во всех случаях считали причиной коррозионных повреждений парогенерирующих труб плохую обработку воды. Мнение эксплуатационников основывалось на том, что коррозия как реакция кипящей воды со сталью происходит в результате местных повышенных скоростей теплопередачи или чрезмерных местных температур, вызванных недостаточной циркуляцией, и что при работе даже на самой чистой воде избежать повреждений не удается, меняется лишь их характер (происходят хрупкие, а не вязкие разрушения). Эксплуатационники полагали, что возможность коррозии заложена в самом проекте котла и является результатом недостатков его конструкции — высоки тепловые нагрузки, не исключен наброс пламени, недостаточна циркуляция [4].
Многие из описанных водородных повреждений экранных труб котлов зарубежных электростанций происходили в зоне максимальных тепловых нагрузок. Отметим некоторые из них: водородные повреждения экранных труб котла давлением 163 кгс/см2 (электростанция Бриджпорт Харбор, США) отмечались только в зоне максимальных тепловых потоков в районе горелок циклонов; хрупкие разрушения экранных труб котла давлением 106 кгс/см2 (станция Эмилия, Италия) произошли в течение непродолжительного времени после перехода на сжигание мазута; повреждения в результате водородной коррозии труб котла давлением 95 кгс/см2 (станция Майами-Форт, США) наблюдались только в «самом горячем месте топки»; на Линденской электростанции серьезные водородные разрушения экранных труб мазутных котлов давлением 171 кгс/см2 возникали только на участках с наибольшим подводом теплоты.
Хрупкие бездеформационные повреждения в результате внутренней коррозии экранных труб мазутного котла давлением 136 кгс/см2 (ТЭЦ Маннгейм, ФРГ), топка которого работает под избыточным давлением, происходили исключительно в местах максимальной тепловой нагрузки — примерно 400 тыс. ккал/(м2-ч).
Из изложенного понятна важная роль тепловой нагрузки в протекании коррозионных и прежде всего хрупких разрушений парогенерирующих труб.
Необхо димо подчеркнуть, что отрицательные аспекты этой ро ли не являются непреодолимыми даже с учетом таких современных тенденций домостроения, как стремление к форсированной теплопередаче, уменьшению металлоемкости и габаритов агрегатов, переходу на сжигание жидкого топлива с малыми избытками воздуха в ограниченном числе горелочных устройств высокой единичной производительности. Исключительно важное значение при проектировании котлов высокого и сверхвысокого давлений имеет сам по себе всесторонний учет локальной тепловой нагрузки, а также повышенное внимание к этому фактору, особенно при сжигании жидкого топлива. Отсутствие такого внимания во многих случаях приводит к серьезному ущербу из-за частых неожиданных отказов в работе по причине хрупких повреждений парогенерирующих труб котлов. На многих электростанциях приходится принимать меры по уменьшению отрицательного воздействия высоких локальных тепловых потоков. В этой связи нами рассматриваются: меры предупреждения водородных повреждений труб солевых отсеков; роль конструкции и состояния мазутных форсунок; влияние подогрева мазута на уровень локальных тепловых потоков; воздействие режимных факторов на величину и распределение тепловых нагрузок. Рассмотрены также некоторые проектные решения по ограничению отрицательного воздействия высоких локальных тепловых потоков на надежность эксплуатации парогенерирующих труб с точки зрения предупреждения их коррозионных разрушений.
Повреждения экранных труб солевых отсеков неоднократно отмечались в [3, 13, 66]. Согласно формуле (5) интенсивность образования железоокисных отложений в экранных трубах солевых отсеков по сравнению с первой ступенью испарения при равных значениях тепловых потоков определяется разницей в содержании железа между этими ступенями испарения (понятие «кратность» здесь, очевидно, применить нельзя).
Указанная разница зависит от ряда условий, причем главным из них, по-видимому, является форма соединений железа в котловой воде. Наши многократные проверки показали, что для различных схем водоподготовки, состояния паросилового тракта и конструкций котлов в 2 ступенчатым испарением суммарное количество железа во 2-й ступени испарения больше, чем в первой, в 2 —10 раз. В экранных трубах второй ступени интенсивность отложений окислов железа будет соответственно превышать таковую в первой ступени (при равных значениях тепловых потоков). В этой связи было бы целесообразно компоновать вторую ступень испарения в зоне пониженных тепловых нагрузок.
Рис. 23. Схема расположения лючков в топочной камере.
а — котел ТГМ-94; б — котел ТГМ-96; 1 — отметки ярусов горелок; 2 — зоны труб второй ступени испарения.
Однако, как показали испытания, у котлов ТГМ-94 и ТГМ-96 с большим числом горелочных устройств малой производительности, расположенных на фронтовой стене топки,
максимум теплового потока находится в средней части боковых экранов, т. е. именно на второй ступени испарения, что является очевидной конструкторской ошибкой.
На рис. 23 показаны схемы расположения лючков для измерения термозондами тепловых потоков в топках котлов ТГМ-94 и ТГМ-96 при сжигании мазута, а на рис. 24 — кривые распределения тепловых потоков по ширине бокового и заднего экранов этих котлов, причем для котла ТГМ-94 — только на уровне второго яруса горелок [66], а для котла ТГМ-96 — по всем (трем) ярусам горелок [67].
Простейшие подсчеты по формуле (5) с учетом разницы содержаний соединений железа между ступенями испарения, принятой нами равной трем и фактическими тепловыми потоками на экранные трубы обеих ступеней испарения котлов ТГМ-96 и ТГМ-94 показывают, что скорость железоокисных отложений в трубах второй ступени должна превышать таковую
в трубах первой ступени примерно в 5 раз. Не приходится удивляться более частым как хрупким, так и вязким повреждениям экранных труб второй ступени испарения этих котлов в сравнении с трубами первой ступени. С целью уменьшения локальных тепловых нагрузок боковых экранов котла ТМ-84 (аналогичного описанным выше котлам ТГМ-94 и ТГМ-96) был выполнен разворот крайних горелок к центру топки на угол 12— 15° [65]. Это позволило уменьшить тепловые потоки в районе труб № 28—40 (всего в боковом экране котла ТМ-84 90 труб) на 20—23%. Однако при этом возросли тепловые потоки на задний экран (на 12—15%). Более целесообразным оказалось отключение крайних горелочных устройств на котлах ТМ-84, ТГМ-94, ТГМ-96 [65, 66, 67]. На котле ТМ-84 отключение двух крайних горелок первого яруса при нагрузке 380 т/ч привело к снижению теплового потока боковых экранов с 300·103 до 230·103 ккал/(м2-ч). Отключение крайних горелок второго яруса котла ТГМ-94 позволило снизить максимум теплового потока на среднюю панель бокового экрана с 470·103 до (370-380)·103 ккал/(м2-ч). Для повышения надежности эксплуатации экранных труб второй ступени испарения («солевые» отсеки) у котла ТГМ-96 Волгоградской ТЭЦ-2 в 1970 г. были отключены крайние горелки всех трех ярусов (т. е. всего 6 горелочных устройств из 18). С целью обеспечения работы агрегата с номинальной нагрузкой оставшимся в работе 12 горелкам была проведена, по опыту Мосэнерго, простейшая реконструкция — часть поступающего на горелку воздуха (до 20%) незакрученным потоком направлялась вдоль оси горелки с помощью патрубка из трубы Dу=350 мм; при этом сопротивление горелки по воздушной стороне уменьшилось на 40 кг/м2, что позволило увеличить расход воздуха через нее и повысить производительность по мазуту с 1,8 до 2,75 т/ч (тарировка форсунок производилась на расход 2,4 т/ч). Скорость воздуха на выходе из горелки увеличилась с 23 до 24 м/с. Расстояние от боковых экранов до ближайших горелок возросло до 4,34 калибра. Во всем диапазоне нагрузок факел уже не касался экрана.
При сжигании мазута с нагрузками 480—360 т/ч котел работает на 12 горелках; в диапазоне 360—300 т/ч на 10 горелках, а при меньших нагрузках — на 8 горелках. На рис. 25 представлены эскизы горелок до и после реконструкции. Исключение из работы крайних горелок явилось эффективным средством снижения тепловых нагрузок боковых экранов и прежде всего солевых отсеков. Оно привело к снижению максимума теплового потока па средние панели боковых экранов (вторая ступень испарения) с 482·103 до 375 ккал/(м2-ч).
Рис. 25. Горелка газомазутная.
а — до реконструкции; б — после реконструкции.
Максимум теплового потока по ширине бокового экрана сместился ближе к заднему экрану, т. е. к первой ступени испарения, и составил на уровне второго яруса горелок всего 183 ккал/(м2-ч) (рис. 24,б). Изменение максимума теплового потока по высоте бокового экрана котла ТГМ-96 при отключении крайних горелок показано на рис. 26. Проведенные измерения позволили установить связанное с отключением крайних горелок уменьшение максимальных температур металла труб средних панелей боковых экранов на уровне второго яруса горелок на 25—35°С.
Это может быть выполнено исключительно перекомпоновкой водоопускных и пароотводящих труб, т. е. водоопускные трубы солевых отсеков подводятся не к средним, а к крайним панелям боковых экранов, а средние панели за счет подвода к ним водоопускных труб чистого отсека работают как первая ступень испарения; соответствующей перекомпоновке подвергаются и пароотводящие трубы.
Далее будет показана исключительная роль в распределении и уровне тепловых потоков конструкции и компоновки горелочных устройств. Отметим важность состояния и конструкции собственно мазутных форсунок, точнее — их распылителей в наличных горелочных устройствах. Состояние форсунок оказывает значительное влияние на уровень локальных тепловых потоков. Иногда форсунки одного и того же типоразмера имеют колебания производительности, достигающие 25—30%, что резко отрицательно сказывается на режиме горения, форме и размерах факела. По этой причине локальные тепловые потоки могут достигать 500·103 ккал/(м2·ч) и более [66]. Не только с целью организации экономичного сжигания мазута с малым избытком воздуха, но и для ограничения локальных тепловых потоков нежнейшим эксплуатационным мероприятием является нормировка форсунок, которая должна обеспечить как номинальную производительность распылителей всех форсунок данного агрегата при расчетном давлении мазута (колебания не более 1,5%), так и контроль необходимых дисперсных и расходных характеристик. Иногда для снижения высоких локальных теплонапряжений допускается установка в отдельных, например крайних, горелках мазутных распылителей меньшей производительности, чем расчетная. Стремление к сжиганию мазута с предельно малыми избытками воздуха привело, как известно, к уменьшению числа горелочных устройств и значительному увеличению их единичной мощности. Так, котел ТГМ-96 вместо применяемых ранее 24 горелочных устройств был оборудован 4 горелками ХФ ЦКБ-ВТИ-ТКЗ производительностью по мазуту 10 000 кг/ч, по газу — 11 000 нм3/ч (расположение — фронтовое, двухъярусное). Завод-изготовитель обеспечил эти горелки типовыми форсунками ЦККБ. Расчеты показали, что при такой производительности горелки теоретическая длина ее факела при сжигании мазута должна составлять 9500 мм, однако габариты топки, в том числе глубина ее 6080 мм, остались такими же, что и у котла с 24 горелочными устройствами малой мощности. Мощные горелочные устройства с форсунками ЦККБ работали крайне неудовлетворительно, максимум нагрузки составлял 70% номинальной, факел бил в заднюю стенку топки и распространялся по ней вверх до ширм. При избытке воздуха менее 1,3 наблюдались дымление и значительный недожог. Недопустимые тепловые нагрузки вызывали нарушение нормального режима кипения, следствием чего были хрупкие разрушения труб заднего экрана.
Донтехэнерго и Волгоградская ТЭЦ-2 разработали к указанным горелкам взамен заводской форсунку г, винтовым завихрителем производительностью 10 000 кг/ч (на основе форсунки типа ОРГРЭС-3 производительностью 1850 кг/ч, рис. 27). Закрутка мазута получается путем нарезки по телу завихрителя ленточной четырехзаходной резьбы. Модернизированная форсунка имеет угол распыливания 100—125°, нормальную дисперсность, она несложна в изготовлении, надежна в эксплуатации. При движении мазута по периферии завихрения головка форсунки охлаждается мазутом, износ незначителен. При установке форсунок с винтовым завихрителем к указанным выше мощным горелочным устройствам ХФ ЦКБ-ВТИ-ТКЗ котла ТГМ-96 был получен короткий факел, коэффициент избытка воздуха снижен с 1,3 до 1,05—1,07. При этом факел уже не достигает заднего экрана. В результате снижения тепловых потоков случаи повреждения труб заднего экрана существенно уменьшились.
Рис. 27. Форсунка с винтовым завихрителем (производительность по мазуту 10 000 кг/ч). 1 — штуцер; 2 — завихритель; 3 — распылитель.
Хорошие результаты на многих электростанциях получены при применении форсунок типов ТКЗ-6М, «Факел», «Титан» завода «Красный котельщик». Таким образом, изменение конструкции насадки форсунки без какой-либо реконструкции горелочных устройств в целом может существенно улучшить режим горения, уменьшить длину факела, снизить падающие тепловые потоки.
Важнейшими требованиями к распыливающей головке являются стабильность ее характеристик, стойкость к износу, долговечность. В практике эксплуатации известны многие случаи, когда быстрый износ распылителя форсунки приводил к изменению дальнобойности и формы мазутного факела, что вызывало нежелательные, а иногда аварийные последствия в части повреждении парогенерирующих труб. Обычно распыливающие элементы изготавливаются из конструкционных и инструментальных, реже — из жаропрочных сталей, а также методом листовой штамповки. Существующие методы изготовления распылителей, особенно операции фрезерования входных каналов, затрудняют получение требуемой точности. У стальных распылителей в эксплуатации наблюдается довольно быстрый износ камеры завихрения и соплового отверстия. Поэтому большой интерес представляют результаты работы по изготовлений и применению спеченных мазутных форсунок [68]. Поскольку абразивный износ мазутных распылителей вызывается главным образом находящимися в мазуте минеральными частицами большой твердости (200—1200 кгс/см2), лабораторией порошковой металлургии Таллинского политехнического института было предложено изготавливать элементы распылителя из материала, твердость которого превышала бы твердость абразивных частиц. Для этой цели по специальной технологии изготавливали спеченные вольфрамо-кобальтовые распылители большой твердости (HRA 86—88, предел прочности при изгибе 180—220 кг/мм2) и износостойкостью, в 40 раз превышающей износостойкость стали ХВГ в условиях мазутной эрозии. Стендовая проверка показала среднее колебание расхода для опытных партий ±3%.
Длительные эксплуатационные испытания на Конаковской, Литовской и Старобешевской ГРЭС показали стабильность исходных дисперсионных и расходных характеристик распылителей спеченных форсунок в течение 1 года, в то время как гарантийный срок работы обычных нормализованных форсунок — не более 1 мес. Представляется целесообразным дальнейшее более широкое внедрение спеченных форсунок, особенно для котлов с малым числом мощных горелочных устройств.
Как показали исследования Союзтехэнерго, проведенные на котлах ПК-41 и ТГМП-114, при существующих топочно-горелочных устройствах на тепловые потоки сметное влияние оказывает такой конструктивный параметр форсунки, как угол раскрытия ее конуса. При уменьшении угла раскрытия конуса повышается толщина конусной пленки, вследствие чего ухудшается смесеобразование топлива с воздухом на начальном участие факела, снижается скорость сгорания топлива и увеличивается длина факела. При фронтовом расположении горелок это может приводить к увеличению локальных тепловых нагрузок на задний экран и уменьшению их на боковые экраны.
Представляет интерес влияние температуры подогрева мазута на уровень тепловых потоков [65, 67, 69, 70]. На Полоцкой ТЭЦ-2 подогрев в специальном паровом теплообменнике всего мазута, поступающего для сжигания в котле ТМ-84, до температуры 170 — 180°С вместо обычно применяемой температуры 110°С позволил уменьшить максимальные тепловые потоки боковых экранов на 20% (рис. 28). При этом уровень тепловых потоков заднего экрана остался без изменений.
Рис. 28. Падающие тепловые потоки при нагрузке 300 т/ч в районе третьего яруса (в работе десять горелок, αт=1,07-1,08).
1, 2 — температуры мазута соответственно 170, 110°С.
Одновременно удалось уменьшить «критический» избыток воз духа за пароперегревателем, характеризующий полноту сгорания мазута в топочной камере, с 1,07 до 1,05. На Волгоградской ТЭЦ-2 проверялось влияние подогрева мазута в интервале температур от 70 до 140°С на локальные тепловые потоки в топке котла ТГМ-96, оборудованного 18 горелочными устройствами в три яруги на фронтовой стене топки. На рис. 29 показано распре деление максимальных тепловых нагрузок по высоте экрана при температуре мазута 70, 110 и 140°С (паровая нагрузка 400 т/ч).
С ростом температуры мазута тепловые потоки в ядре факела, т. е. максимум тепловых потоков на боковой экран на уровне второго яруса горелок, снизились на 10% — с 360·103 до 325Х Х103 ккал/(м2-ч), а на выходе из топки — на 25%, с 235-103 до 185-103 ккал/(м2-ч). По визуальным наблюдениям с увеличением подогрева мазута в указанном интервале температур факел становится оптически менее плотным и не затягивается в верхнюю часть топки. При подогреве мазута до 200°С свойства мазутного факела приближаются к свойствам газового факела.
Вместе с тем необходимо подчеркнуть, что с точки зрения снижения локальных тепловых потоков высокий подогрев мазута, под которым будем понимать подогрев до температур более 200°С, не является, очевидно, необходимым. Согласно [69] подогрев мазута до 360°С вызвал нарушение работы центробежной форсунки, даже при низких нагрузках факел был длинным и узким, наблюдался струйный режим. Нарушение началось примерно с 227°С, что, по-видимому, связано с интенсивным испарением мазута в камере завихрения и возникновением значительных осевых скоростей в сопле форсунки. Но данным [70] испытания котлов СКД (ТГМП-114 с горелками ЦКТИ-ТКЗ и ПК-41 с горелками ЗиО) показали перспективность подогрева мазута до 260 — 270°С без снижения надежности форсунки ОРГРЭС, однако увеличение температуры мазута со 167 до 233°С при 50%-ной нагрузке котла и коэффициенте избытка воздуха в топке 1,07 привело к повышению падающих силовых потоков по высоте боковых экранов НРЧ между отметками 7,5—10,5 м с 300·103 до 370Х103 ккал/(м2-ч).
Испытания на Ириклинской ГРЭС показали Перспективность применения для нагрева мазута подогревателей типа паропаровых теплообменников котлов СКД ЗиО [70]. Представляет интерес более широкое освоение радиационных змеевиковых подогревателей, размещенных в топочном пространстве [69]. Перспективным, на наш взгляд, может оказаться электроподогрев мазута.
На величину и распределение локальных тепловых потоков в топочной камере существенное влияние оказывают различные режимные факторы работы котла — нагрузка, коэффициент избытка воздуха, рециркуляция дымовых газов, число и расположение работающих горелок. С ростом нагрузки котла ТГМ-96 (с 18 горелками) от минимальной (240 т/ч) до номинальной (480 т/ч) максимум теплового потока на боковой экран на уровне второго яруса горелок возрастает на 44% — с 263· 103 до 380-103 ккал/(м2-ч), а на выходе из топки на 80% — со 130-10+3 до 235-10+3 ккал/(м2-ч). Максимальный тепловой поток на задний экран на уровне второго яруса горелок увеличивается на 47% — с 320-103 до 470Х103 ккал/(м2-ч). На рис. 30 представлено распределение максимальных падающих тепловых потоков qпад на боковой экран этого котла по высоте топочной камеры при указанных выше нагрузках (крайние горелки всех ярусов отключены, факел не касается экранов).
Представленный характер роста тепловых потоков пропорционально увеличению паровой нагрузки для большинства отечественных мазутных котлов является типичным. Обращает внимание значительная неравномерность распределения тепловых потоков по ширине и высоте топочного пространства — мощное тепловыделение на небольшом участке топочного объема между ярусами горелок и незначительные тепловые нагрузки в остальной части топки.
Влияние коэффициента избытка воздуха на выходе из топки αт на падающие тепловые потоки следует рассмотреть по отношению к котлам, запроектированным для работы с высокими значениями αт (1,1—1,2), но переведенным в эксплуатации на сжигание мазута с низкими αт (1,01—1,03) без реконструкции горелочных устройств. Поскольку со снижением αт увеличивается длина факела, такой перевод котла на нерасчетный режим работы с низкими значениями αт может приводить к набросу факела на экраны и увеличению qпад. Полная длина факела lф, м, газомазутных горелок вихревого и прямоточно-вихревого типа, которая необходима для выгорания 97—98% топлива, рассчитывается по формуле [71]
(7)
где В — производительность горелки, т/ч; п — опытный коэффициент, выбираемый по графику в зависимости от производительности горелки.
Нетрудно подсчитать, что для конкретного горелочного устройства снижение αт с 1,2 до 1,02 способно приводить к увеличению длины факела на 30%. Согласно проведенным испытаниям котла ТГМ-96, изменение Οι· от 1,24 до 1,07 вызывало рост максимального теплового потока. Во избежание наброса факела и роста падающих тепловых потоков и связи с переходом от проектных высоких к нерасчетным низким значениям коэффициента избытка воздуха на выходе из топки применяют короткофакельные форсунки, встречное дутье, частичную реконструкцию горелок либо их перекомпоновку, иногда наложение хромитовой массы в зоне максимальных значений
qпад и т. п. Часто достаточным оказывается проведение какого-либо одного мероприятия.
Теперь рассмотрим влияние на qпад рециркуляции дымовых газов. Как известно, действующий нормативный метод теплового расчета котельных агрегатов рекомендует рециркуляцию газов в нижнюю часть топки или на уровне горелочных устройств как средство снижения тепловых нагрузок экранов в мазутных котлах СКД [72]. Широкое применение нашла рециркуляция дымовых газов и в мазутных котлах докритического давления.
Рис. 31. Кривые распределения падающих тепловых потоков по ширине заднего экрана котлаТГМ-94 с горелками ТКЗ (топливо — мазут).
1 — рециркуляция газов отключена; 2 — рециркуляция газов включена, доля рециркуляции 17%.
На рис. 31 представлено распределение падающих тепловых потоков по ширине заднего экрана котла ТГМ-94 с горелками ТКЗ при работе на мазуте с отключенной и включенной рециркуляцией газов [65]. Применялся «душирующий» ввод рециркулирующих газов в нижнюю часть заднего экрана. Как видно из рис. 31, доля рециркуляции r, равная 17%, существенно снижает уровень тепловых потоков по ширине заднего экрана, а равно и максимальное значение qпад. Ввод рециркулирующих газов непосредственно в воздушные короба котла ПК-41-1М с горелками ВТИ позволил снизить максимальные тепловые потоки в средней части бокового экрана (отметка оси горелок 10 730 мм) на 100·103 ккал/(м2-ч) при увеличении r от 0 до 18% [73]. Эффективное снижение локальных падающих тепловые потоков по ширине и высоте топочной камеры котла ПК-38 достигалось вводом рециркулирующих газов по периферии газомазутных горелочных устройств [74].
Представляет интерес новая возможность снижения qпад по методу, разработанному сотрудниками Среднеазиатского научно-исследовательского института природного газа (СредАзниигаз), а именно — создание паровой завесы у парогенерирующей поверхности. При этом снижение qпад достигается «попутно», так как основная цель нового метода — это борьба с высокотемпературной коррозией экранов НРЧ блоков СКД путем комплексного (химического и аэродинамического) воздействия водяного пара на ее протекание. В основе химического воздействия водяного пара лежит его диссоциация, в результате которой происходит интенсификация горения продуктов неполного сгорания сероводорода. Здесь важно аэродинамическое воздействие паровой завесы между экранами и факелом, которое позволяет осуществить тепловую защиту экранных труб и предотвратить непосредственное омывание их факелом. Ввод водяного пара небольшого давления (не боле 2 кгс/см2) в пристенные зоны экранов НРЧ котла ПК-41-2 позволил получить эффективную завесу толщиной 0,5 — 1,0 м и высотой 7 м.
Независимо от того, какие именно меры принимаются при эксплуатации котлов для снижения локальных тепловых потоков, исключительную важность имеет организация систематического контроля режима горения, величины и распределения тепловых нагрузок по ширине и высоте топки.
Известно, что эксплуатационный контроль экономичности работы мазутных котлов направлен на ведение режима с минимумом тепловых потерь, главным образом потерь с химическим и механическим недожогом в условиях работы с малыми избытками воздуха. Для этой цели широкое применение на отечественных ТЭС нашли кислородомеры и частично дымномеры. Поэтому организация экономичного режима работы котлоагрегата должна проводиться таким образом, чтобы одновременно обеспечивалась и надежная эксплуатация парогенерирующих труб с точки зрения теплового воздействия факела.
Необходимо также учитывать, что в процессе эксплуатации значение локальных тепловых потоков не остается неизменным, что на него оказывают серьезное влияние не только изменяющиеся рассмотренные здесь режимные факторы, но и другие обстоятельства — ухудшение состояния форсунок при эрозионном износе распылителей и их загрязнении, коксование головок форсунок, прогар и частичное разрушение обмуровки амбразур горелок; увеличение присосов в топку через образующиеся неплотности в обмуровке и гарнитуре; обгорание регистров и т. п. Таким образом, необходимо не только создать оптимальный режим с точки зрения распределения и уровня qпад, но и систематически контролировать и обеспечивать поддержание его в процессе эксплуатации котлоагрегата. Эта задача в отличие от контроля экономичности работы котла на большинстве мазутных ТЭС (особенно неблочных) практически не решена. На многих котлах проведены, как правило, краткосрочные испытания, позволившие определить величину и распределение тепловых потоков и температуру стенки парогенерирующих труб при соответствующих условиях опыта. Для этих целей применялись самые различные методы и различная аппаратура. Однако в большинстве случаев оказалось затруднительным достаточно длительное использование указанной аппаратуры. Что касается контроля распространения факела в топке, то таковой осуществлялся визуально через лючки в разводе экранных труб либо вообще не проводился. Между тем за счет таких факторов, как предотвращение наброса факела па экраны, удается снизить не только уровень локальных тепловых потоков. Одновременно, как известно, снижается интенсивность наружной коррозии поверхностей нагрева, расположенных в топке, а также образование окислов азота и серного ангидрида, уменьшается низкотемпературная коррозия хвостовых поверхностей нагрева, Отсюда понятна важность эксплуатационного контроля развития факела, распределения и уровня целесообразно производить такой контроль путем установи и в зонах максимальных тепловых потоков достаточно надежных и долговечных термовставок в экранные трубы, а также хотя бы периодических измерений qпад через разводки труб (термозондами и т. п.) и, конечно, путем визуального наблюдения факела. В организации этого последнего мероприятия большие перспективы имеет внедрение промышленного телевидения. В работе [75] изложен опыт применения серийно выпускаемой промышленностью телевизионной установки типа ПТУ-102 с целью контроля горения в топке газомазутного котла ТГМ-94 (оборудован 21 горелкой в три яруса на фронтовой стене топки). В отличие от некоторых зарубежных методов телевизионного контроля факела в данном случае телевизионные датчики были установлены возле задней стены топки на уровне третьего яруса горелок и на выходе из топки, что позволило контролировать касание факелом экранных труб и затягивание его «хвоста» к переходной зоне. Применение такого метода обеспечило возможность быстро обнаруживать и своевременно устранять ухудшение процесса горения, в том числе: при быстрых подъемах и сбросах нагрузки; вследствие изменения общего уровня избытка воздуха или изменения соотношения «топливо — воздух» в отдельных горелках; из-за ухудшения работы форсунки либо отрыва ее головки и т. п. Телевизионное наблюдение дало возможность удерживать факел в пределах топочной камеры, не допускать его набросов на экранные трубы. От приборов, контролирующих факел, требуется, чтобы они надежно различали излучение собственно факела от излучения раскаленной обмуровки, учитывали влияние соседних горелок. Указанные приборы должны иметь регулируемую чувствительность и быть пригодными для контроля факела самых разных видов; их действие должно быть проверено во всем диапазоне нагрузок и избытков воздуха. Заслуживает внимания контроль за отдельными факелами мощных горелок с помощью индивидуальных приборов, воспринимающих его ультрафиолетовое излучение [76].
Рис. 32. Конструктивная схема рекомендуемой температурной вставки.
1 — вставка; 2 — датчики (термопары из КТМС); 3 — припой; 4 — защитные трубы.
Известно, что многие, в том числе и дорогостоящие реконструктивные мероприятия по ограничению максимума локальных тепловых потоков, нормализации развития факела и распределения qпад (без ущерба для экономичности работы) являются вынужденными и требуют выполнения их после монтажа в процессе эксплуатации, котла только потому, что они не были или не могли быть должным образом учтены при его проектировании. Нормируемые предельные значения удельных тепловосприятий радиационной поверхностью нагрева qмакс в нижней части топок в районе горелок котельных агрегатов обычного типа при сжигании мазута составляют (450-500)X Х103 ккал/(м2-ч). При этом для котлов СКД значение qмакс не должно превышать 450·103 ккал/(м2-ч) [72]. Следовательно, для мазутных котлов с естественной циркуляцией высокого (110 кгс/см2) и сверхвысокого (155 кгс/см2) давлений допускается значение qмакc, равное 500·103 ккал/(м2·ч).
Однако при давлении 155 кгс/см2 такое значение qмакc приводит к нарушению нормального пузырькового режима кипения, переходу к нестабильному пленочному кипению, значительным колебаниям температуры стенки, разрушению защитной пленки магнетита [60], а значит, и к ускоренному наводороживанию металла экранных труб. С этой позиции нормируемое значение qмакc, очевидно, требует уточнения.
Как уже отмечалось (§ 6), весьма важное значение приобретает знание и учет и конструктором, и специалистом по коррозии критических условий, способных вызвать нарушение нормального режима кипения в парогенерирующих трубах. Такие условия приведены, в частности, на известной диаграмме Шмидта, где показана зависимость критического теплонапряжения от давления, скорости движения холодной воды и ее энтальпии [62]. С другой стороны, действующий нормативный метод [72] не позволяет дать объективную оценку qмакc при проведении теплового расчета котла. Проектирование топочной камеры сводится, как правило, к выбору ее сечения на основе нормируемого значения плотности тепловыделения по этому сечению qf, а затем — к определению объема и высоты топки, исходя из нормируемого значения теплового напряжения топочного объема qv, ккал/(м3-ч). Для установления локальных тепловых нагрузок по высоте топки производится позонный тепловой расчет топочной камеры, для чего последняя условно разбивается на несколько зон, в каждой из которых методом последовательных приближений определяются тепловыделение и температура газов на выходе из зоны. В результате расчетные данные qпад и qмакс оказываются часто непредставительными. Ввиду этого существенный интерес представляет такое проектирование мазутных котлов, при котором сначала выбирают тип и количество горелочных устройств, а также их компоновку, после чего очерчивают в вертикальном сечении и в плане форму и размеры факела каждой горелки. Линия, ограничивающая факелы всех горелок, в основном определяет необходимую конфигурацию топки, ее размеры и объем [78]. При этом важнейшей предпосылкой для создания надежной конструкции топки является наличие достоверных данных о форме и размерах мазутного факела при различных нагрузках, избытках воздуха и разлитой компоновке горелок, необходимость соблюдения согласованности размеров топочной камеры и геометрии факела.
Рис. 33. Средние размеры факела мазутной горелки при тангенциальной системе сгорания (избыток воздуха ат = 1,03). А — длина факела; В — диаметр факела; С — расход мазута через горелку, т/ч.
В этой связи представляют интерес сведения о длине и диаметре факела единичной горелки при тангенциальной системе сгорания — рис. 33 [79] и при подовой компоновке— рис. 34 [80]. Единичная мощность горелок неуклонно возрастает с увеличением единичной мощности котлов. Сейчас достаточно широко применяются горелки производительностью 7500—11 000 кг/ч по мазуту и 9000—12 500 нм3/ч по природному газу. Рост единичной мощности горелок приводит к увеличению локальных тепловых потоков, что приходится учитывать при конструировании котлов. Например, 15—20 лет назад в ФРГ большинство топок для мазута имели фронтальное расположение горелок относительно небольшой производительности, реже применялась угловая компоновка. В последние годы наибольшее развитие нашли топки с «тангенциальным» расположением горелок (их оси направлены по касательной к некоторой окружности в средней части топки, горелки располагаются на всех четырех стенах топки либо в ее углах). Подобное решение в течение многих лет применяет ХФ ЦКБ в своих проектах реконструкции котлов для сжигания мазута. При этом требуется обеспечить оптимальный диаметр окружности горения не допуская соприкосновения факела со стенами топки и чрезмерно высокой температуры в его ядре.
Рис. 34. Размеры факела подовой мазутной горелки (избыток воздуха αт = 1,025).
А — длина факела; В — диаметр факела; D — производительность горелки, кг/ч.
Рис. 35. Влияние компоновки мазутных горелок на скорость накипеобразования в экранных трубах.
А — «паросъем» с 1 м2 парогенерирующей поверхности, 104 т/м2; В — угловое расположение горелок; С — фронтальное расположение горелок; Δ — количество отложений (с огневой стороны), г/м2.
Для конструктора важно знать влияние расположения мазутных горелок на скорость накипеобразования в экранных трубах. Как следует из рис. 35, при одном и том же количестве пара, отпущенного с 1 м2 парогенерирующей поверхности (например, 0,6·104 т/м2), интенсивность накипеобразования по обогреваемой стороне экранных труб котла с фронтовым расположением горелочных устройств примерно в 2 раза выше, чем у котла с угловым расположением горелок причем с увеличением «паросъема» эта разница возрастет [81]. Одним из наиболее впечатляющих примеров благоприятного воздействия как па уменьшение максимума, так и на равномерность распределения qмакс по стенам топки является применение подовой компоновки горелочных устройств. Следует особенно подчеркнуть, что при такой компоновке указанный эффект достигается без увеличения, а по некоторым сведениям и со снижением капитальных затрат. При фронтовом расположении должно применяться большее число горелочных устройств, чем при расположении их на поду топки, поскольку для развития факела при подовой компоновке горелок может быть использована вся высота гоночной камеры, а при фронтовом — максимальная мощность горелки ограничивается глубиной топки. Поэтому при мощности газомазутных горелок более 70 Гкал/ч предпочтительнее подовые горелки. Они позволяют работать с избытком воздуха, близким к теоретическому, практически без недожога, при этом обеспечиваются достаточно равномерное тепловосприятие экранных поверхностей и отсутствие зоны чрезмерно высоких локальных тепловых нагрузок [82]. Промышленная отработка типовых отечественных конструкций топочно-горелочного комплекса с подовой компоновкой горелок была выполнена Харьковским филиалом ЦКБ Главэнергоремонт, ВТИ,
Башкирэнерго и ХПИ им. В. И. Ленина на котле БКЗ-320-140ГМ. Оборудование котла тремя мощными подовыми горелками позволило обеспечить равномерное заполнение факелом топочного объема, уменьшить локальные тепловые нагрузки на экраны и получить возможность регулирования развития факела в топке. При кампании котла 10 000 ч максимальная температура металла экранных труб составила 430°С вместо 520—540°С на серийном котле. Выше приводились отдельные примеры неудачного расположения горелочных устройств, вызывающего наброс факела на боковые либо на задний экраны. В практике эксплуатации существует немало аналогичных примеров. Серьезная роль в улучшении положения отводится новому отраслевому стандарту на газомазутные горелки и амбразуры отечественных стационарных паровых котлов (ОСТ 24. 836. 06-74) [71], которым, в частности, предусматривается следующее: факел должен равномерно заполнять топочный объем, касание или удары факела об экранные поверхности топочной камеры недопустимы; локальные qпад не должны достигать значений, при которых не обеспечивается надежная работа экранных труб; увеличение числа горелок ведет к уменьшению qпад и одновременно — к усложнению топочных устройств; однако при подовой компоновке допускается применение мощных мазутных горелок единичной производительностью по мазуту до 10— 12 т/ч и более; глубина топки принимается большей, чем дальнобойность горизонтального факела; увеличены минимально допустимые расстояния от экранов до оси горелок, а также между осями и рядами горелок.
Московский энергетический институт, РЭУ «Донбассэнерго» и ВТИ им. Дзержинского разработали применительно к обычным топочным камерам с одно- или двухфронтальным расположением горелочных устройств способ сжигания мазута в пересекающихся струях, при котором, в частности, предотвращается воздействие чрезмерных тепловых потоков на парогенерирующие поверхности топки.
Московским отделением ЦКТИ проведено промышленное внедрение циклонного метода сжигания сернистого мазута в котлоагрегате типа ПК-41Ц, при этом удалось уменьшить уровень и обеспечить большую равномерность qпад в сравнении с топками известных типов. Южным отделением ОРГРЭС разрабатывается и осваивается двухступенчатое сжигание мазута с его предварительной газификацией в предкамерных горелках без реконструкции топочной камеры. Получаемый на первой стадии, т. е. в предкамерных горелках, газ газификации мазута позволяет получить в топке «облагороженный» факел, обеспечивающий существенно более равномерное распределение тепловых потоков по высоте топки, чем при применении типовых конструкций и компоновок горелочных устройств.
Таким образом, в последнее десятилетие появились возможности обеспечения надежной работы котлов с точки зрения предотвращения коррозионных повреждений не только регулированием водного режима, но и путем комплексного подхода к решению этой важной задачи.
