вылета в газоход обдувочной трубы с 12 до 10 м	ст. ¹ 1, что связано с низкими температурами воз-
	(Ø-3 = 0,59). По той же причине снизилась теп-	духа на входе в ТВП из-за больших разверок.
	ловая эффективность ширм первой ступени	В целом испытания показали отсутствие суще-
		ственных ограничений для увеличения максима-
	(Ø-1 = 0,6).
		льной нагрузки блоков с 700 до 730 МВт, при
	Загрязнение ширм вторичного пара достаточно
		обеспечении равномерности очистки НРЧ, не до-
	стабильно (ØÂÏ = 0,63), конвективный паропе-
		пускающей образования глыб шлака. С этой це-
	регреватель сильно загрязнен прочными сульфат-	лью ужесточается контроль за качеством наладки,
	но-связанными отложениями (ÊÏÏ = 0,40), замет-	ремонта и эксплуатации аппаратов водяной обдув-
	но увеличилось загрязнение конвективного вто-	ки ОВМ и ОВГ. Кроме того, на котлах будут уста-
	ричного пароперегревателя (ÊÂÏ = 0,58) (ðèñ. 11),	новлены дальнобойные аппараты водяной обдувки
		с системой диагностики шлакования и управления
	водяного экономайзера (ÂÝ = 0,58) и воздухопо-
		очисткой. Целесообразно выполнить исследова-
	догревателя (ÒÂÏ = 0,66) (ðèñ. 12). Причем, наибо-
		ния и разработать мероприятия по снижению тем-
	лее активно загрязняется воздухоподогреватель котла	па шлакования по периферии горелок.

Опыт освоения и модернизация котлов П-67 БГРЭС-1

Äåìá Ý. Ï., Петерс В. Ф., Порозов С. В., инженеры

ОАО “Березовская ГРЭС-1” – ООО ЗиОСиб

Период освоения изготовленных ЗиО котлов П-67 ст. ¹ 1, 2 (ðèñ. 1) энергоблоков мощностью 800 МВт на Березовской ГРЭС-1 может характеризоваться приведенными в таблице средними значениями нагрузок энергоблоков, соответствующих числу часов работы с 1988 г. (ст. ¹ 1) и с 1991 г. (ст. ¹ 2) до конца 2002 г.

При этом выработка электроэнергии с начала пуска составила: 39 940 323 тыс. кВт ч – блок ст. ¹ 1, 28 459 795 тыс. кВт ч – блок ст. ¹ 2, всего – 68 400 118 тыс. кВт ч.

При исключении первого года освоения диапазон нагрузок для энергоблока ст. ¹ 1 составил 567 – 672 МВт. Соответственно для энергоблока ст. ¹ 2 этот диапазон 511 – 648 МВт.

Несмотря на “недобор” нагрузки энергоблоками, следует отметить правильность ряда принципиальных решений, заложенных в конструкцию котла. К ним можно отнести применение сухого шлакоудаления и растянутый по высоте факел в топочной камере, газоплотность экранов топки и газохода конвективной шахты (КШ), подвесную систему в целом, а также во многом систему избыточного воздуха в воздушном тракте и др.

“Недобор” нагрузки энергоблоками объясняется рядом проблем, выявленных в процессе эксплуатации при проведении наладочных и исследовательских работ. Эти проблемы неоднократно отме- чались на совещаниях различного уровня. При этом принимались соответствующие решения по повышению эффективности работы отдельных узлов котлов П-67. В первую очередь, реконструк-

тивные работы по решению имевших место проблем выполнялись на котле П-67 ст. ¹ 1 [1].

Среди этих проблем следующие:

1. Шлакование экранов топочной камеры и интенсивное загрязнение ширм на выходе из топки (ШПП-II). Несмотря на ввод в эксплуатацию аппаратов водяной обдувки типа ОВМ и ОВГ (взамен проектных аппаратов паровой обдувки типа ОГР-У), а также аппаратов паровой обдувки ширм типа ОГ-12 производства завода “Ильмарине”, образование прочных шлаковых отложений на экранах топки и обрушение скоплений шлака с ширм продолжалось.

По данным испытаний котла П-67 ст. ¹ 1 Березовской ГРЭС-1, выполненных Сибтехэнерго и СибКОТЭС в 1998 г., коэффициент эффективности экранов топки ò , равный 0,25 – 0,27 в 1991 – 1992 гг., снизился к 1998 г. до 0,2 – 0,22. Этот уровень ò был подтвержден и последующими испытаниями [2]. Первоначальное проектное значение ò , равное 0,45 (рекомендация ВТИ), было уменьшено заводом (1995 г.) до 0,35.

В проектных горелках потоки вторичного воздуха, скорость которых составляла 55 – 60 м с, разгоняли примыкающие периферийные слои потоков аэросмеси. Происходило затягивание зажигания аэросмеси на 2,5 – 3 м от амбразур горелок, неполное сгорание в топочном объеме, образование прочных шлаковых плит на стенах топки и скатах холодной воронки. Отмечалась и существенная сепарация пыли на эти скаты.

2. Отсутствие регулирования производительностью отдельных мельниц с целью обеспечения

12

2003, ¹ 7

14

15

					9	106,4
					1	Á6	Á1	Á2	Á3	Á4	Á4Á3	Á2	Á1	Á5	11
															3
										ØÏÏ-II					4
					8
										ØÏÏ-III		ÏÒÂ, ÏÒÍ
															5
										ØÏÏ-I
										ØÂÏ					6
										ÔÁÒ
															2
															7
					19				ÍÐ×
					18										12
					21
					20										10
					17
					13
					16				XÂ
12000	12000	33000		12000	12000	0,0
Á	Â	Ã	Ä	Å	Æ				6 12000 = 72000

> ' ! !@ !A ?* !B! ! ./7

I – основной пролет котельного отделения; II– вспомогательные пролеты (открылки и бункерно-деаэраторные отделения); 1 – хребтовые балки; 2 – экраны конвективной шахты; 3 – ширмовые пароперегреватели ВД (ШПП-I, -II, -III); 4 – ширмовый вторич- ный пароперегреватель (ШВП); 5 – конвективный первичный пароперегреватель (КПП); 6 – конвективный вторичный пароперегреватель (КВП); 7 – водяной экономайзер (ЭКО); 8 – потолочный пароперегреватель (ПРЧ); 9 – паро-паровой теплообменник (ППТО); 10 – горелки; 11 – теплый ящик; 12 – бункеры конвективной шахты; 13 – мельница-вентилятор; 14 – мостовой кран КМ100Б1; 15 – полноповоротный кран КПП-10; 16 – дымосос рециркуляции; 17 – мостовой кран 30 5 т; 18 – бункеры угля; 19 – транспортеры угля; 20 – батарейные циклоны; 21 – газоход к трубчатому воздухоподогревателю

более равномерного тепловосприятия экранами	и СибКОТЭС с учетом результатов испытаний в
топки.	1998 г. значение Òóõ, соответствующее номиналь-
3. Увеличенный примерно в 1,5 раза по отно-	ной нагрузке, равно 180°С. В мае 2001 г. Òóõ котла
шению к проекту теплосъем конвективного вто-	П-67 ст. ¹ 2 достигала 180 – 192°С на нагрузке
ричного пароперегревателя (КВП) и необходи-	примерно 760 МВт при температуре питательной
мость работать с полностью открытым аварийным	âîäû tïâ = 206 262°С и при содержании кислоро-
впрыском. С ростом нагрузки положение усугуб-	да перед экономайзером О2ýê		= 4 6% в кратко-
лялось, приходилось уменьшать долю рециркули-	временной (менее 2 недель) рабочей кампании [1].
рующих газов в горелки.	6. Неудовлетворительная работа растопочных
4. Занос змеевиков конвективного первичного	паромеханических мазутных форсунок в началь-
пароперегревателя (КПП) с перекрышей части се-	ный период пуска, когда температура металла эк-
чения для прохода газов у внутренней стены кон-	ранов у выхода из топки ниже 200°С. Пуск котла
вективной шахты, несмотря на работу проектной	производится на	холодной	питательной	âîäå
системы газоимпульсной очистки (ГИО). Сначала	tïâ = 40 60°С вплоть до взятия электрической на-
образовывались прочные золошлаковые вертика-	грузки и перехода на сжигание пыли.
льные перегородки между трубами каждого змее-	7. Многочисленные повреждения: трещины
вика как КПП, так и КВП. Участки пакета с шах-	термоусталостного характера на тыльном экране
матным расположением труб фактически превра-	нижней радиационной части (НРЧ), а также на
щались в участки с коридорным расположением,	внешних боковых экранах КШ наряду с пережога-
причем, с уменьшенным вдвое поперечным сече-	ми труб на этих экранах КШ.
нием для прохода газов. В остановы котла выпол-	Трещины термоусталостного характера на тру-
няется длительная и очень трудоемкая ручная очи-	бах НРЧ были вызваны переменной теплогидрав-
ñòêà.	лической разверкой в условиях воздействия водя-
5. Несмотря на работу системы избыточного	ных обдувочных аппаратов на относительно чис-
воздуха котла П-67, разработанную заводом, тем-	тые экраны НРЧ сразу после пуска котла при ма-
пература уходящих газов Òóõ значительно превы-	лых нагрузках 380 – 450 МВт. Наибольшее “шоко-
шает проектную, достигая 160 – 170°С на нагрузке	вое” воздействие на металл труб НРЧ оказывали
650 МВт против проектной Òóõ, равной 140°С, на	глубоковыдвижные	аппараты	водяной обдувки
номинальной нагрузке. По данным Сибтехэнерго	типа ОВГ, имеющие наибольший расход			âîäû.
2003, ¹ 7				13

Теплогидравлическая разверка возникает на экранах НРЧ также в результате переменного тепловосприятия отдельных участков НРЧ в период пуска котла при работе на мазуте и при переходе на сжигание пыли [1].

В период пуска котла отмечались многократные выбеги температур металла труб на выходе внешнего бокового экрана КШ на 150°С в диапазоне нагрузок 250 – 280 МВт. При нагрузке 520 – 660 МВт максимальная температурная разверка на этом экране составила примерно 100°С.

По ширине этих экранов имеется большая неравномерность тепловосприятия, главным образом из-за газозаборной шахты (ГЗШ), расположенной в центральной части КШ. Раздача рабочей среды по отдельным участкам экранов КШ обеспечивается вертикальными опускными трубопроводами. Экраны КШ в пароводяном тракте расположены до встроенной задвижки. Нивелирная высота U-образной системы экранов КШ с трубопроводами составляет примерно 33 м.

При дальнейших испытаниях, после участившихся пережогов труб этого бокового экрана, были зафиксированы выбеги температур металла труб примерно до 600°С в период пуска энергоблока.

8. Многочисленные повреждения недренируемых “полулир” на нижнем и среднем пакетах КВП в результате стояночной коррозии.

Далее приведены выполненные в период освоения и дополнительно предлагаемые мероприятия по решению указанных проблем.

Основными реконструктивными мероприятиями в части борьбы со шлакованием экранов топки, загрязнением ширм и заносом КПП и КВП были следующие.

Реконструкция горелок и напорного участка тракта рециркуляции газов в горелки котла Ï-67 ст. ¹ 1 в течение 1990 – 1992 гг. Она позволила в диапазоне базовых нагрузок практически исклю- чить образование прочных шлаковых плит в области горелок и экранов холодной воронки и обеспе- чить эффективность работы аппаратов водяной обдувки экранов топки котла ст. ¹ 1.

Был увеличен примерно в 1,5 раза расход рециркулирующих газов в горелки путем установки дополнительного напорного участка, отводов от стояков этих газов к дополнительным каналам рециркулирующих газов в горелках. Площадь сече- ния всего напорного участка этого тракта была увеличена при этом в 2 раза.

Âгорелках каналы аэросмеси и вторичного воздуха были разделены каналами рециркуляции газов. Были установлены на выходе из горелок в области их амбразур горизонтальные рассекатели, дополнительно отделившие друг от друга все потоки из горелок. Проект был выполнен наладоч- ной бригадой завода при участии специалистов БГРЭС-1 (ðèñ. 2).

Âрезультате был исключен разгон пыли в потоке аэросмеси вторичным воздухом, зажигание аэросмеси было приближено к амбразуре. Прекратилось образование прочных шлаковых плит на стенах топки и работа обдувочных аппаратов в целом стала более эффективной. Кроме того, в резу-

C - 9 " @ A ?* :55 "00"

		Áëîê ñò. ¹ 1			Áëîê ñò. ¹ 2
Ãîä
	Число часов		Средняя электрическая	Число часов		Средняя электрическая
			нагрузка, МВт			нагрузка, МВт
1988	2108		504	0		0
1989	4664		640	0		0
1990	6261		665	0		0
1991	5125		676	1497		493
1992	3249		572	2442		511
1993	1508		592	4023		564
1994	3233		605	3562		568
1995	2359		567	2984		544
1996	7090		672	2935		648
1997	4230		641	5386		631
1998	5461		595	5340		616
1999	3911		610	5383		585
2000	6030		654	4839		613
2001	3874		584	4637		588
2002	4714		617	5474		571
С начала пуска	63 818		626	48 504		587

14 2003, ¹ 7

Á-Á

670

A 6 A

2040

60

До реконструкции

		Á-Á
		670
1		1
2		2
Ось амбразуры		3
3
4		4
Фактическая ось горелки
после перемещения экрана
5		5
À-À	8
Á	Á	После реконструкции

9

" < ! ! ! ./7

1 – перемещенный верхний канал вторичного воздуха; 2 – дополнительный канал рециркулирующих газов; 3 – перемещенные каналы рециркулирующих газов в центральной части горелки (переброс); 4 – перемещенный канал вторичного воздуха (переброс); 5 – проектный канал вторичного воздуха; 6 – рассекатели в амбразуре горелки (смонтированы на котле ст. ¹ 1 в 1990 – 1992 гг.); 7, 8 – дополнительные верхний и нижний направляющие горизонтальные листы (смонтированы на половине горелок котла ст. ¹ 2 вместе с рассекателями в 2001 г.); 9 – отбойный вертикальный лист у “острого” угла между боковой стенкой горелки и экраном топки

льтате реконструкции горелок возникла определенная ступенчатость процесса горения с уменьшением выбросов оксидов азота на 20 – 26% на котле ст. ¹ 1 по отношению к котлу ст. ¹ 2 с проектными горелками [1].

В 2000 г. была начата реконструкция горелок котла П-67 ст. ¹ 2 аналогично выполненной на котле ст. ¹ 1, и к осени 2002 г. большая часть намеченного объема реконструкции была уже выполнена за исключением рассекателей в амбразурах горелок, установленных пока на половине горелок.

Áûëà предложена также установка пятого яруса горелок в связи с планируемым применением на котле Ï-67 ст. ¹ 3 более мощных мельниц ÌÂ-3400 с возможностью перераспределения пыли между ярусами.

Проектное жесткое дистанционирование всех ширм одного подпотока разрушалось. Было предложено дистанционирование каждой пары ширм своими трубами с частичным использованием поперечных колебаний нижних участков ширм для их саморасшлаковки при работе котла. В настоящее время дистанционирование ширм отсутствует.

Много внимания и сил потребовала наладка системы профилактической очистки ширм над топкой (ШПП-II) глубоковыдвижными аппаратами типа ОГ-12 завода “Ильмарине”, а также на-

ладка системы пушечной обдувки (ШПП-II), которую планируется модернизировать.

По предложению БГРЭС-1 теплосъем промперегрева на котле ст. ¹ 1, а затем и ст. ¹ 2 был уменьшен за счет исключения из его тракта паро-па- рового теплообменника (ППТО). Была снижена температура промперегрева до номинальной температуры при нагрузках 600 – 700 МВт. При этом “аварийный” впрыск остался в качестве основного средства регулирования температуры промперегрева. По-прежнему возможное увеличение доли рециркулирующих газов в топку ограничивается чрезмерным ростом температуры промперегрева.

Теплосъем КВП может быть дополнительно уменьшен путем перевода его змеевиков от шахматного на коридорное расположение [1]. При этом будет исключен занос части живого сечения верхнего пакета КВП у внутренней боковой стены КШ.

По согласованию с заводом по проекту БГРЭС-1 в опытном порядке были переведены несколько микроблоков змеевиков КПП у внутренней стены КШ с шахматного на коридорное расположение змеевиков, причем, зазор “в свету” между змеевиками был увеличен с 65 до 167 мм. Область пакета с коридорным расположением змеевиков стала более чистой по отношению к остальной части КПП, однако неравномерность в распределении расхода

2003, ¹ 7

15

газов по всему пакету КПП не приводит к существенному улучшению его состояния в целом.

На котле П-67 с 1998 г. работает (также в опытном порядке) локальная система виброочи- стки с привязкой виброштанг в рассечке пакетов КПП к подвесным трубам змеевиков (ПТЗ). Там же в 2000 г. были установлены и задействованы два дополнительных сопла ГИО с внутренней стены КШ. Виброочистка оказалась неэффективной. Установка сопл ГИО с внутренней боковой стены КШ будет продолжена. Вместе с тем, с ростом нагрузки свыше 650 МВт система ГИО в целом недостаточно эффективна в области КПП и КВП.

Âэкранах КШ по проекту ЗиО в 1996 – 1997 гг. на котлах Ï-67 ñò. ¹ 1, 2 áûëà выполнена реконструкция трубопроводов с целью выделения экранов ГЗШ в отдельный контур и увеличения массовой скорости в остальных экранах КШ в 1,5 раза. Предусматривается разработка дополнительных мероприятий по предотвращению недопустимых выбегов температур металла труб экранов КШ котла П-67 при его пуске.

Для предотвращения термоусталостных трещин в НРЧ была проведена оптимизация режимов работы системы водяной обдувки экранов топки. Отмечались значительные колебания расхода в контуре естественной циркуляции НРЧ в период пуска котла. Была предложена реконструкция питания НРЧ-I и НРЧ-II с целью повышения массовых скоростей в НРЧ-II за счет уменьшения байпаса НРЧ-I и повышения массовой скорости в НРЧ-II при переводе части сечения НРЧ-II в НРЧ-I.

Далее представлены предложения БГРЭС-1 и ЗиОСиб по радикальному решению проблемы за-

носа КПП котла П-67, уменьшению Òóõ, повышению надежности НРЧ:

исключение заноса выходного первичного пароперегревателя КПП, расположенного на входе в КШ котла типа П-67, путем выполнения этого перегревателя двухступенчатым с коридорным расположением пакетов змеевиков в виде L-образных ширм – ШПП-IV и ШПП-V с шагом 250 – 300 мм. Предусматривается эффективная система профилактической очистки этих ширм (ðèñ. 3) [1]. При замене КПП ширмами часть их располагается также в газозаборной шахте котла П-67. При этом снижается температура сушильного агента перед мельницами примерно на 50°С, что особенно важно в случае перехода на более мощные мельницы МВ-3400. Данное предложение было поддержано Сибтехэнерго и ИК “ЗиОМАР”;

увеличение поверхности экономайзера на 30%; установка теплообменника из поперечно-ореб- ренных труб в воздушном тракте между ходами ТВП для подогрева части байпаса ПНД 3, 4 (в рамках разработок ЗиО по блоку повышенной эффек-

тивности).

Âнастоящее время на котле П-67 ст. ¹ 1 планируется, в качестве первого этапа, установка про-

филактических систем очистки фирмы “Clude – Bergemann” (Германия) экранов топки водяными “пушечными” аппаратами с автоматической системой “наведения”, установка дополнительных паровых глубоковыдвижных обдувочных аппаратов перед ширмами ШПП-II над топкой и паровых обдувочных аппаратов в области пакетов КШ.

На котле П-67 ст. ¹ 2 намечено внедрение низкоэмиссионного вихревого способа сжигания в топочной камере – “ВИР-технологии”, предложенного “Политехэнерго”. Предусматривается реконструкция горелок, обеспечение мощного нижнего дутья из холодной воронки, сжигание березовско-

го угля грубого помола: до R1000 = 20 30%, переход на более низкий избыток воздуха в топке и от-

каз от рециркуляции газов в горелки. Имеется положительный опыт внедрения “ВИР-технологии” на котлах П-59 Рязанской ГРЭС при сжигании березовского угля в 2001 – 2002 гг. в части улучшения состояния экранов топки, ширмовых и конвективных поверхностей нагрева, уменьшения вредных выбросов и обеспечения более высокой средней нагрузки [3]. Характерно, что по данным ЗиОСиб коэффициенты эффективности экранов топкиò , определенные в опытах на котле П-59, оказались в 1,3 – 1,5 раза выше ò котлов П-67, а коэффициенты загрязнения ширм соответственно ниже в 2 – 3 раза при практически чистом состоянии КПП.

Таким образом, приведенные предложения БГРЭС-1 и ЗиОСиб по модернизации поверхностей нагрева котлов П-67 подлежат рассмотрению в случае, если намеченные реконструкции котлов П-67 ст. ¹ 1, 2 по проектам “Clude – Bergemann” и “Политехэнерго” окажутся недостаточными.

Представляется целесообразным выполнить намеченную реконструкцию котла П-67 ст. ¹ 2 по “ВИР-технологии” в комплексе с выполнением L- образных ширм на выходе из топки по предложению ЗиОСиб путем соответствующей переделки ШПП-II в ШПП-2L2 (ðèñ. 4) [4]. В варианте реконструкции ШПП-II не потребуется поставка трубопроводов. Температура газов перед КПП при этом может быть дополнительно снижена примерно на 50°C. Практически не будет “потребности” в дополнительном увеличении высоты топки котла П-67, о чем упомянуто в [5].

За период с конца 2000 до конца 2002 г. были продолжены работы по совершенствованию эксплуатации котлов П-67 на БГРЭС-1.

Была введена в эксплуатацию новая система АСУ ТП на первом энергоблоке. Проводится подготовка к вводу такой же системы на втором. Новая система обладает значительно большей надежностью, обеспечивает непрерывность фиксации и архивацию всего необходимого потока информации о работе оборудования.

Успешно прошел опробование и находится в эксплуатации паровой обдувочный аппарат для

16

2003, ¹ 7

Выходная камера ШПП-IV и	Ã – Ã	Á		Ä – Ä
входная камера ШПП-V		Îò ØÏÏ-III
Выходная камера			Выходная
			камера
ØÏÏ-V
			ØÏÏ-IV
Входная камера			Входная
ØÏÏ-IV			камера
			ØÏÏ-IV
Выход пара из			4
ØÏÏ-IV
Âõîä ïàðà â		1	Выход
			ïàðà
ØÏÏ-IV
			ØÏÏ-V	5
Направление			Направление
потока газов
		2	газов в
в поворотной
			поворотной
камере
			камере
	à)	Стены конвективной		á)
			шахты
			Á – Á

		Ã	Ä	Выходная камера
				ШПП-IV и входная
	96600			камера ШПП-V
					Выходная
	Трубопровод от
	ШПП-V к турбине	2076		2056	камера
					ØÏÏ-V
	Трубопровод от
	ØÏÏ-III ê
	входной камере
	ØÏÏ-IV
	90100
	7
	2
				Ось котла
		Ã	Ä	6
				â)
%	D ! 7

Îò ØÏÏ-III

Âõîä ïàðà â ØÏÏ-V

1

à, á – продольный разрез ШПП-IV, -V соответственно; â – поперечный разрез ШПП-IV, -V; 1 – поворотная камера; 2, 4 – пароперегреватели ШПП-IV, -V соответственно; 3, 5 – подвесные трубы ШПП-IV, -V соответственно; 6 – экраны ГЗШ; 7 – подвесные трубы КВП и ЭКО

очистки пакетов КШ. Аппарат разработан и изго-	ратов смонтированы на котле П-67 ст. ¹ 2 также в
товлен на БГРЭС-1, смонтирован в рассечке КПП	рассечке КПП, которые будут задействованы в са-
на котле П-67 ст. ¹ 1 [6]. Еще восемь таких аппа-	мое ближайшее время.
2003, ¹ 7	17

Установлены восемь дальнобойных аппаратов водяной обдувки экранов топки типа ОВД производства Красмаш (Красноярск) также на котле П-67 ст. ¹ 2; они проходят опробование.

Выполнено оптимальное размещение водяных обдувочных аппаратов типа ОВМ по экранам топочной камеры.

Разрабатывается система оперативного мониторинга показателей состояния поверхностей нагрева котла при участии ЗиОСиб с использованием исходных данных, считываемых новой системой АСУ ТП.

Выполнена серия испытаний с участием УралВТИ по работе котла П-67 на скользящем давлении в диапазоне базовых нагрузок. Испытания будут продолжены с учетом обеспечения необходимого контроля в целях надежности работы экранов НРЧ, потолочного экрана и экранов СКШ.

Выводы

1.Следует отметить правильность ряда принципиальных решений, заложенных в конструкцию котла П-67 для энергоблока номинальной мощностью 800 МВт. При этом период освоения котлов П-67 ст. ¹ 1, 2 БГРЭС-1 характеризуется как период выполнения ряда мероприятий по улучшению работы отдельных узлов, обеспечивающих устойчивую длительную работу энергоблоков в диапазоне нагрузок 650 – 700 МВт.

2.Приведены мероприятия по уменьшению интенсивного шлакования стен топочной камеры, заноса конвективного пароперегревателя, а также по предотвращению трещин термоусталостного характера на экране конвективной шахты и в нижней радиационной части топочной камеры и др.

3.Приведены предложения БГРЭС-1 и ЗиОСиб по модернизации котла П-67 ст. ¹ 3 с учетом опыта эксплуатации и результатов выполненных реконструктивных работ на котлах П-67 ст. ¹ 1, 2, основные среди которых:

L-образные ширмы над топочной камерой (реконструкция существующих ширм) – в качестве первого этапа;

двухступенчатые L-образные ширмы ШПП-IV, -V взамен КПП;

установка части L-образных ширм в газозаборной шахте;

выполнение конвективного вторичного пароперегревателя КВП с коридорным расположением змеевиков;

увеличение поверхности экономайзера на 30%; разработка системы очистки аппаратами обдув-

ки поверхностей нагрева в конвективной шахте; установка теплообменника с поперечно-ореб-

ренными трубами между ходами ТВП в воздушном тракте для подогрева части байпаса ПНД 3, 4;

установка пятого яруса горелок.

	À	Â
ØÏÏ-III	ØÏÏ-II	ØÏÏ-2L2	ØÏÏ-III
			90100
			Потолочный
			экран
1700			19300
		6900
		5300
			1

) D 1

!= EE! != !"D"7

À – проектное выполнение ширм над топкой; Â – вариант выполнения L-образных ширм ШПП-2L2 с двумя горизонтальными участками путем реконструкции проектных ширм ШПП-II; 1 – новое направление боковых сопл ОППС

4. Указанное в п. 3 подлежит рассмотрению после получения результатов планируемых реконструктивных работ на котле П-67 ст. ¹ 1 по установке систем очистки, поставляемых фирмой “Clude – Bergemann”, и после получения результатов по внедрению “ВИР-технологии” на котле П-67 ст. ¹ 2 по проекту “Политехэнерго”.

Список литературы

1.Îïûò освоения и модернизации котлов П-67 ст. ¹ 1, 2 БГРЭС-1 Демб Э. П., Петерс В. Ф., Порозов С. В., Уса- чев В. В.– В сборнике докладов: Эксплуатация и модернизация энергоблоков мощностью 800 МВт. Шарыпово, 2002.

2.О работе поверхностей нагрева котла П-67 Березовской ГРЭС-1 Демб Э. П., Петерс В. Ф., Сокач Г. П. и др. – Электрические станции, 2002, ¹ 9.

3.Применение “ВИР-технологии” для обеспечения надежности сжигания березовского угля в котельных установках

Финкер Ф. З., Кубышкин И. Б., Кацман В. М., Митрюхин А. Г. – В сборнике докладов: Эксплуатация и модернизация энергоблоков мощностью 800 МВт. Шарыпово, 2002.

4. Äåìá Ý. Ï., Петерс В. Ф., Порозов С. В. Ширмы L-образ- ного типа на выходе из топки для котла Ï-67. – В сборнике докладов: Эксплуатация и модернизация энергоблоков мощностью 800 МВт. Шарыпово, 2002.

5. Липец А. У., Кузнецова С. М., Буренкова Р. Б. К выбору тепловой схемы для перевооружения энергоблока 800 МВт, работающего на канско-ачинском угле. – В сборнике докладов: Эксплуатация и модернизация энергоблоков мощностью 800 МВт. Шарыпово, 2002.

6. Оценка эффективности паровой обдувки КПП аппаратом ОКШ Петерс В. Ф., Порозов С. В., Усачев В. В. и др. – В сборнике докладов: Эксплуатация и модернизация энергоблоков мощностью 800 МВт. Шарыпово, 2002.

18

2003, ¹ 7