Опыт реконструкции водоподготовительной установки в АО Свердловэнерго

Первоуральская ТЭЦ – АО Свердловэнерго

Морально и физически устаревшее оборудование, высокозатратные технологии на действующих водоподготовительных установках (ВПУ) заставляют нас заняться конструктивной деятельностью, а не панически ремонтировать несовершенное оборудование, которое к тому же становится небезопасным в эксплуатации. Следует учитывать время и ситуацию, в которой мы находимся.

Осознание необходимости выбора нового пути развития и разработка бизнес-планов на ближайшую перспективу определили основные направления реконструкции действующих ВПУ. Радикальная система техперевооружения химической части заключена в ее особенностях, ее специфике.

Масштабная реконструкция действующей ВПУ невозможна. Поузловая модернизация с внедрением передовых технологий и АСУ позволит каждую технологическую схему (ступень очистки) преобразовать в оптимально работающий узел с минимальными эксплуатационными затратами и высокой степенью надежности.

Именно такой путь модернизации ВПУ был выбран и реализован на Первоуральской ТЭЦ.

Сегодня деятельность всего предприятия становится похожей на отлаженный механизм, функционирующий согласно хорошо прописанным алгоритмам, что предполагает использование информационных технологий и высвобождение челове- ческих ресурсов.

Все это вместе открывает резервы экономии и оптимизации деятельности как определенного специалиста, так и предприятия в целом.

Это первая электростанция в Свердловэнерго, где близятся к завершению работы по комплексной системе автоматизированного контроля и

Рис. 1. Расход воды на собственные нужды ВПУ:

1 – норма; 2 – фактический

управления процессами водоприготовления и во- дно-химического режима.

Спустя 5 лет после начала реконструкции, проведенной коллективом ТЭЦ, химслужбы Свердловэнерго и ВТИ, получены достаточно высокие тех- нико-экономические показатели, а именно:

расход воды на собственные нужды ВПУ не превышает 8% (ðèñ. 1);

удельный расход соли находится в пределах 1,4 – 1,5 г-экв г-экв;

изменилась структура отложений: отложения стали рыхлыми, легко удаляемыми при водных отмывках;

скорость роста отложений уменьшилась в 2 раза;

непрерывная продувка на котлах (БКЗ-75) снизилась до 2,5% (ðèñ. 2);

котлы работают в режиме пониженного фосфатирования (1,5 – 2,0 г дм3) при жесткости питательной воды до 1 мкг-экв дм3.

Включение в 1996 г. новой ВПУ с противоточ- ной технологией умягчения выявило ряд проблем, без устранения которых прогрессивная технология оказалась бы неработоспособной. Это, прежде всего, низкое качество воды после предочистки, работающей по схеме известкования с коагуляцией в осветлителях ВТИ-400 с фильтрацией в двухкамерных осветлительных фильтрах.

Вода после предочистки отличалась высокой нестабильностью. Одной из причин низкого каче- ства воды по этому показателю является система подогрева исходной воды уходящими газами в контактных экономайзерах. Вследствие неудовлетворительной работы осветлителей и низкой эффективности очистки воды на механических фильтрах имело место “закарбоначивание” средней и блокирующей дренажных систем и нарушение

полного комплекса реконструкции. Из ðèñ. 5 видно, что, даже несмотря на постоянно растущие цены на исходную воду и реагенты, в результате реконструкции снизилась себестоимость химочи- щенной воды.

Организация системы химико-технологическо- го мониторинга на данной ТЭЦ, имеющей котлы среднего давления, не предусматривалась в ближайшей перспективе.

Эта задача решилась сама по себе по мере упорядочения работы ВПУ и повышения культуры эксплуатации на ТЭЦ в целом.

Система управления ВХР предусматривает установку минимального парка приборов автоматического химического контроля, в основном, кондуктометров: на линии питательной воды и насыщенных паров после каждого котла.

Управление продувкой предполагается по солесодержанию питательной воды в зависимости от нагрузки котла.

Технические решения, использованные на ВПУ Первоуральской ТЭЦ, положены в основу реконструкции действующих схем ВПУ на других электростанциях энергосистемы.

Зайцев С. И., Пайков С. В., Вайсеров В. А., инженеры

АО Свердловэнерго

Дымовые трубы тепловых электростанций являются технологическими сооружениями, к которым предъявляются высокие требования по надежности и долговечности. Замыкаясь, как правило, на несколько котлоагрегатов и завершая собой технологический цикл сжигания топлива, дымовые трубы определяют, в конечном итоге, работоспособность всей ТЭС в целом.

Вывод дымовой трубы в ремонт или на реконструкцию приводит к снижению выработки электроэнергии и потере мощности ТЭС на длительный срок.

Современное состояние дымовых труб характеризуется четко прослеживающейся тенденцией к старению, интенсивному износу и снижению их эксплуатационной надежности. Этому способствует ряд факторов.

Основной причиной ухудшения состояния дымовых труб является их эксплуатация в непроектных режимах, связанных со значительным снижением температуры и объемов отводимых дымовых газов при уменьшении промышленных нагрузок. В результате смещения “точки росы” происходят усиленная конденсация отходящих дымовых газов, коррозия и разрушение материалов футеровки, образование пустошовки, выход конденсата на наружную поверхность железобетонных стволов, размораживание и разрушение бетона дымовых труб, вплоть до сквозных отверстий.

В дымовых трубах, построенных по проектам, разработанным до 1964 г., применено однорядное армирование при расходе арматуры 50 – 60 кг м3. Толщина стенок железобетонного ствола верхней части не превышает 180 мм. Теплоизоляция на высоту 30 – 40 м выполнена из просеянного котельного шлака или минераловатных матов (выше – воздушные зазоры). Футеровка (толщиной до 120 мм) – красный глиняный кирпич без торкретзащиты.

Минвата, по данным обследований, достаточно быстро теряет свои теплоизоляционные свойства, котельный шлак также склонен к самоуплотнению с уменьшением сопротивления теплопередаче и все это вместе с недостаточной газоплотностью футеровки, подверженной в отсутствие торкретзащиты усиленной коррозии, приводит к разрушению и отслоению защитного слоя бетона, обнажению и коррозии арматуры стволов дымовых труб. Разрушения бетона достигают глубины 60 – 140 мм, особенно в швах бетонирования, и даже ведут к образованию сквозных трещин. При этом любые дефекты бетона и арматуры в трубах с однорядным армированием несут большую опасность для надежности труб. Осо-

бенно интенсивно эти процессы разрушения происходят при мокрой очистке дымовых газов, что ярко проявилось на дымовых трубах ¹ 1, 2 Первоуральской ТЭЦ АО Свердловэнерго.

В дымовых трубах с вентилируемым зазором вследствие неэффективности работы или поломок вентиляционного оборудования, при недостаточной газоплотности футеровки не достигается требуемого эффекта защиты железобетонного ствола. С течением времени в футеровке вследствие больших перепадов по температуре и давлению между вентзазором и внутренним пространством трубы возникают сквозные вертикальные трещины, футеровка деформируется, что ведет к еще более быстрому износу дымовых труб.

Во многих случаях повреждения дымовых труб предопределяются дефектами при выполнении швов бетонирования стволов и низким качеством возведения футеровки.

На предприятиях Свердловэнерго в эксплуатации находятся 34 железобетонные дымовые трубы, из которых 25 построены по проектам, разработанным до 1964 г., с футеровкой красным кирпичом. На 13 трубах имеется вентилируемый зазор между футеровкой и железобетонным стволом.

Для большинства дымовых труб, за исключением труб Рефтинской ГРЭС, Ново-Свердловской ТЭЦ и Артемовской ПОК, построенных за последние 30 лет, в той или иной степени характерны все перечисленные болезни и дефекты.

Основным направлением капитальных ремонтов и реконструкции дымовых труб в Свердловэнерго было принято усиление железобетонных стволов внешними железобетонными обоймами и частичная или полная замена футеровки из красного глиняного кирпича на цементном растворе на футеровку из кислотоупорного кирпича на кислотостойком растворе с обязательным покрытием футеровки замазкой на основе жидкого калиевого стекла с андезитовой мукой в качестве наполнителя. Указанный состав хорошо зарекомендовал себя при антикоррозионной защите газоходов.

Однако в ряде случаев, как например, на железобетонных трубах ¹ 1, 2 (Н = 100 м) Первоуральской ТЭЦ, в результате коррозии и разрушения железобетонной оболочки прочность бетона была снижена на 25 – 40%, что потребовало усиления стволов наружными железобетонными обоймами. Тем не менее, изза низкой газоплотности футеровки, неэффективной работы вентустановок, в результате воздействия влажных дымовых газов (после мокрой очистки) железобетон стволов продолжал интенсивно разруша-