Электрические станции, 2001, ¹ 4	9

ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Разработка системы технической диагностики энергетической топки как основа принятия управленческих решений1

Журавлев Ю. А., доктор техн. наук, Скуратов А. П., êàíä. òåõí. íàóê, Áëîõ À. Ã., доктор техн. наук,

Ковалев Ю. В., èíæ.

Красноярский государственный технический университет – Красноярская государственная архитектурно-строительная академия

Современное состояние контроля, регулирования и управления основными параметрами топоч- ного процесса на тепловых электростанциях не отвечает в полной мере возросшим требованиям, предъявляемым к надежности, маневренности и экономичности работы котельных агрегатов. В связи с этим все большее развитие получают системы технического диагностирования (СТД) работы энергетического оборудования [1, 2]. Их разработка и внедрение на основе методов и средств детального анализа, непрерывного контроля и диагностики топочных процессов позволяют повысить надежность и качество эксплуатации. При этом наиболее эффективными в плане снижения необходимого числа измеряемых параметров, повышения информативности и экстраполяционных возможностей являются системы технического диагностирования, в которых информация, полу- чаемая за счет текущих измерений на работающей топке, дополняется учетом взаимосвязей режимных параметров с показателями локального и интегрального теплообмена, получаемых путем математического моделирования топочных процессов.

Разработана СТД топки парового котла БКЗ-420-140 ПТ-2 с жидким шлакоудалением (работа выполнена при финансовой поддержке Красноярского краевого фонда науки, грант 9F0032). В этой системе штатная контрольно-измерительная аппаратура, предназначенная для измерения температуры и давления перегретого пара, пара в барабане, продувочной воды, концентрации кислорода в уходящих газах и других параметров, дополняется датчиками плотности падающих радиационных потоков qïàä. Выбор числа и мест установки датчиков на экранах топки имеет важное значение для функционирования СТД. Минимальное число датчиков должно обеспечивать необходимую полноту и достоверность получаемой о работе топочной камеры информации. Места установки датчиков, как и их число, выбираются с уче- том особенностей работы котла (вида топлива и

1 В порядке обсуждения. Р е д .

способа его сжигания, компоновки котлоагрегата и др.). В общем случае для получения необходимой для функционирования СТД информации, обеспечения надежности ее получения достаточно трех-четырех ярусов датчиков – по 12 (три на экран) датчиков в ярусе. Для котла БКЗ-420-140 ПТ- 2 выбрана трехъярусная схема расположения 36 датчиков (ðèñ. 1). Необходимость третьего яруса объясняется нелинейностью распределения qïàä по высоте топки и сложностью условий эксплуатации датчиков (высокая температура, запыленность среды). Функционирование СТД базируется на измерении qïàä с использованием датчиков, разработанных на основе тепловой трубы, что позволяет стационарно устанавливать их на котле и осуществлять непрерывный контроль [3].

Вся информация с котла собирается и обрабатывается системой сбора и обработки первичной информации, которая включает аналого-цифровой преобразователь и блок согласования с ЭВМ. В результате функционирования этой системы в ЭВМ поступают значения режимных параметров, характеризующих работу в данный момент времени, а также значения qïàä в местах установки датчиков. Данная информация используется для идентификации теплового режима, которая проводится сопоставлением измеренных на действующем котлоагрегате и расчетных значений qïàä в сходных точ- ках на экранах топочной камеры для различных режимов работы котла [4].

Расчетные значения qïàä наряду с другими показателями тепловой работы топки для различных режимов сведены в информационный банк данных, который является по существу моделью сопровождения, работающей в реальном масштабе времени. Информационный банк данных включа- ет в себя показатели тепловой работы 1215 режимов и сформирован по результатам численных экспериментов на зональной математической модели [5, 6] при варьировании тепловой нагрузки котла, коэффициентом избытка воздуха, степенью рециркуляции топочных газов, зольностью топлива и числом работающих пылесистем. Учтен возмож-

10	Электрические станции, 2001, ¹ 4

Расcтояние по высоте h, ì

26																	= 1126°Ñ									Пылесистемы: À è Â
																										Пылепроводы:
																	ò									1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9,
																		= 1000°Ñ								10, 11, 12, 13, 14, 15, 16
																	ò.í
19			A											A				= 60°Ñ
																	ò
15																															230						570						15
												qïàämàõ = 590 êÂò/ì2									400
																										1,5
																															220
												q	ïð = 350 êÂò/ì2
11													ïàä								300					1,4											560						14
																															210
7												tíæ = 1540°Ñ									200					1,3					200
																															190						550						13
								*													100					1,2
												tøëmin = –2°C
3																															180												12
																										1,1
																					0										170						540
																																			, °Ñ						, °Ñ					, ÌÏà
		Положение факела:																				Dí, ò/÷										t	ïâ					t	ïï					P	ïï
																										ò
0		симметричный
											A – A, h = 17 ì
	Датчики
																					1,64
																					1,65

			1,65
			1,64
2,5	4,7	4,7	2,5

Рис. 1. Схема установки датчиков радиационного потока и показатели тепловой работы топки котла БКЗ-420-140 ПТ-2

ный перекос по предтопкам в количестве поступающего топлива при условии равной его подачи че- рез отдельные пылепитатели.

В результате идентификации теплового режима топки определяются значения отдельных режимных параметров, точное и непрерывное определение которых в настоящее время трудноосуществимо (например, зольность топлива), а также восстанавливаются поля температур, различного рода тепловых потоков по экранам топки и другие показатели интегрального и локального теплообмена.

На основе полученных в результате идентификации теплового режима данных проводится диагностика шлакования экранов топки и пароперегревателя, контроль непрерывного выхода жидкого шлака и определение положения факела в топоч- ном объеме.

При определении степени зашлакованности топочной камеры различают две характеристики: интегральную для топки в целом и локальную для отдельных зон экранов. Определение степени интегральной зашлакованности проводится по значе- нию температуры газов на выходе из топки ò. Уточнение интегральной зашлакованности осуществляется по среднему значению плотности падающего потока qïàä датчиков, расположенных по периметру в верхней части топки. В этом случае qïàä характеризует степень интегральной зашлакованности экранов ниже сечения установки датчи- ков. При наличии значительной интегральной зашлакованности важное значение приобретает локализация места шлакования и определение его уровня. Определение места и уровня загрязнения проводится на основе анализа распределений локальных показателей теплообмена.

Электрические станции, 2001,	¹ 4					11
					Схема включения
					пылепроводов
h, ì					11	13
Левый	Фронт	Правый	Òûë		12	14
18
375	375	375	375	ÀÎ	10	16
15					9	15
425	425	425	425
475	475	475	475		8	1
12
					7	2
9
					6	4
					5	3

Рис. 2. Зоны возможного шлакования экранов топки:

Dï = 420 ò ÷; ò = 1,2; tïâ = 210°Ñ; tïï = 560°Ñ; P = 14 ÌÏà; ò = 1126°Ñ; ò.í = 1000°Ñ; qïàämax = 590 êÂò ì2; qïàäïð = 400 êÂò ì2; tíæ = 1540°Ñ; tøëmin = –2°Ñ; Bì = 1,8 ò ÷; ÀÎ – аппараты очистки

Диагностика шлакования пароперегревателя проводится сравнением значений температуры газов перед опущенными пароперегревательными ширмами и перед фестоном с ее нормативными значениями для используемого состава угля. Место шлакования уточняется по температуре в выходном сечении топки. Непрерывный выход жидкого шлака контролируется по значению перегрева пленки шлака (определяется как разность температуры поверхности пленки жидкого шлака и температуры нормального жидкого шлакоудаления). Идентификация положения факела в топочном объеме проводится сравнением значений qïàä в сходных точках противоположных экранов.

Система технической диагностики топки котла БКЗ-420-140 ПТ-2 реализована на базе IBM-со- вместимых компьютеров [при участии Э. И. Горба и В. В. Межевича (Усть-Илимская ТЭЦ)]. Функционирование системы рассмотрим на примере одной из возможных ситуаций работы котла. На протяжении некоторого промежутка времени в топку котла БКЗ-420-140 ПТ-2 поступал ирша-бородин- ский уголь проектного состава, нагрузка котла выдерживалась в пределах 420 т ч, машинист котла вел процесс согласно режимной карте. При этом отмечалась надежная работа топочной камеры: отсутствие шлакования поверхностей нагрева, непрерывный выход жидкого шлака, соответствие всех параметров нормативным. Системой техни- ческой диагностики данный режим идентифицировался однозначно и его параметры отвечали реальному состоянию топки.

В определенный момент времени с угольного склада в топку стал поступать ирша-бородинский уголь худшего качества со следующими характеристиками: A = 17%, Qíp = 14,8 ÌÄæ êã. Ïî ðå-

зультатам измерений режимных параметров и qïàä путем идентификации теплового режима определен один из режимов информационного банка данных. По показателям данного режима проводится оценка технического состояния топочной камеры.

На имеющуюся у оператора схему (см. ðèñ. 1) выдается информация о параметрах топочного процесса, в частности, значения температуры газов на выходе из топки, разверки температур по сечению выходного окна, максимальной плотности падающего радиационного потока qïàämax â êàìå-

ре охлаждения и теплового сопротивления золовых отложений в данном месте, минимального перегрева пленки жидкого шлака, а также текущие значения режимных параметров.

Превышение температуры газов на выходе из топки над предельно допустимым значением ( òäîï = 1000°С) [7] на 126°С приводит к заносу

конвективного газохода, при этом температура в пристенных областях также превышает допустимую (разверка температур по сечению выходного окна ò = 60°С), что свидетельствует о загрязнении поверхностей нагрева по всему сечению газохода. Превышение qïàämax над его предельно допус-

тимым значением (q	äîï	= 400 êÂò ì2) íà
	ïàä

90 êÂò ì2 говорит о шлаковании экранов топки. Минимальный перегрев пленки жидкого шлака имеет отрицательное значение tøëmin = –2°С, что соответствует застыванию шлака в предтопке. При получении отрицательного значения tøëmin â ñîîò-

ветствии с алгоритмом обеспечения непрерывного выхода жидкого шлака определяется расход мазута, необходимый для совместного его сжигания с ирша-бородинским углем данного качества по

12							Электрические станции,		2001,	¹ 4
						270	299	260
q	ïàä	, êÂò/ì2
						298		294
						314		322
400				Норма
						272		288
200				Правый бок		299	320	272
						402	420	400
						412		416
	0
		9,5	13,0	17,0	h, ì	428		440
						399		390
	qïàämax = 322 êÂò/ì2			17,0 ì		410	436	396
						554	588	546
	qïàämax = 440 êÂò/ì2			13,0 ì		560		556
	qïàämax = 590 êÂò/ì2			9,5 ì		571		568
						555		556
						540	590	549
							Фронт

Рис. 3. Положение факела в топочном объеме

условию обеспечения нормального жидкого шлакоудаления [8]. Для рассматриваемого режима

Bì = 1,8 ò ÷.

На схеме ðèñ. 2 оператору представляются изорады qïàä по экранам топочной камеры с обозначе- нием зон вероятного шлакования. Анализ распределения qïàä по экранам показывает, что имеется вероятность загрязнения нижней части камеры охлаждения. С целью оказания помощи оператору в выборе управляющего решения на данной схеме показано также включение пылепроводов и приведена схема размещения аппаратов очистки.

Идентификация положения факела в топочном объеме проводится сопоставлением измеренных значений qïàä на противоположных экранах топки. Затемненная область на ðèñ. 3 – степень заполнения топки высокотемпературным ядром. Как видно, для рассматриваемого режима положение ядра топочного факела – в центре топки. Здесь же приведены численные значения qïàä в местах расположения датчиков и графическая информация о распределении qïàä для центра наиболее теплонапряженного экрана (в данном случае – правого бокового) по высоте топки. Установленная зависи-

мость и нормативное значение qïàä позволяют оценить вероятность шлакования бокового экрана.

Таким образом, в результате функционирования разработанной СТД топки выдается полная информация о состоянии топочной камеры, основных параметрах ее работы, производится прогнозирование аварийных ситуаций. Такая система диагностики в определенной мере позволяет решить задачу оптимальной организации топочного процесса, а ее дальнейшее совершенствование совместно с системой управления позволит исклю- чить аварийные ситуации еще на стадии их зарождения путем анализа полной картины теплообмена и внесения локальных управляющих воздействий.

Следует отметить, что на данном этапе разработки принятие управляющих решений оставлено за машинистом котла, в распоряжении которого имеется возможность “проиграть” принимаемые решения на математической модели топки с целью оценки их эффективности. Разработанное алгоритмическое и программное обеспечение может быть также эффективно использовано в качестве тренажеров и “деловых игр” для совершенствования квалификации обслуживающего персонала