Глава 10. Эксплуатация теплообменных аппаратов – ТЕПЛООБМЕННИКИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК 0.1 documentation. Глава 10. Эксплуатация теплообменных аппаратов – ТЕПЛООБМЕННИКИ. Эксплуатация теплообменных аппаратов 10. 1 Правила технической эксплуатации
 Скачать 1.98 Mb.
|
|
Вперед Глава 10. Эксплуатация теплообменных аппаратов 10.1 Правила технической эксплуатации Важнейшим эксплуатационным документом, действующим на всех электростанциях, являются «Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации» (ПТЭ) [38], обязательные для электростанций, а также электрических и тепловых сетей РФ. Для эксплуатации ГТУ соответствующим документом являются «Правила технической эксплуатации компрессорных цехов с газотурбинным приводом» [49]. В ПТЭ изложены основные организационные и технические требования, предъявляемые к эксплуатации энергетических объектов, определены задачи производственной деятельности и организационная структура электростанций , сетей, энергосистем и компрессорных станций, даны основные положения по приемке оборудования в эксплуатацию, а также по организации подготовки персонала, вопросы техники безопасности и противопожарной охраны при эксплуатации оборудования. Правила определяют обязанности оперативного персонала , порядок организации диспетчерской службы и средств диспетчерского и технологического управления , организации ремонта, а также правила ведения эксплуатационной технической документации. ПТЭ систематически пересматриваются и переиздаются с учетом накопившегося опыта эксплуатации. На основании основных положений ПТЭ, с учетом требований завода-изготовителя и рекомендаций головных исследовательских и наладочных организаций, разрабатываются должностные, производственные и противоаварийные инструкции применительно к конкретным условиям эксплуатации. Инструкции разрабатываются руководством соответствующего цеха и утверждаются главным инженером энергообъекта. Эти инструкции являются более подробным изложением ПТЭ каждого конкретного оборудования, однако ни один из пунктов этих инструкций не должен противоречить соответствующим разделам ПТЭ. Знание ПТЭ является обязательным для всего обслуживающего и руководящего персонала. Для каждого работника энергообъекта должностные инструкции определяют основные требования к работнику , служебную подчиненность, зону обслуживания, права и обязанности, ответственность. Производственные инструкции регламентируют: порядок приемки и сдачи смены; порядок наблюдения, регулирования и обслуживания оборудования во время нормальной эксплуатации; последовательность операций по пуску и останову оборудования; порядок ремонтов, осмотров и опробования резервного оборудования; предельные допустимые нормы отклонения различных параметров (давления и температуры свежего пара, давления в конденсаторе и контрольной ступени, давления и температуры масла и т. д.). Противоаварийные инструкции определяют аварийные режимы турбоустановки и порядок ликвидации различных аварий. Производственные и противоаварийные инструкции разрабатываются для каждого типа оборудования отдельно . В них должны быть учтены особенности конструкции каждого аппарата и местные условия. Должностные инструкции являются типовыми для всех электростанций и систем. Точное , неукоснительное выполнение всех пунктов эксплуатационных инструкций — залог безаварийной и экономичной работы оборудования 10.2 Конденсационная установка Согласно ПТЭ, при эксплуатации конденсационной установки должна быть обеспечена экономичная и надежная работа турбины во всех режимах эксплуатации с соблюдением нормативных температурных напоров (недогрев, нагрев) в конденсаторе, а также норм качества конденсата. При эксплуатации конденсационной установки должны проводиться [38]: профилактические мероприятия по предотвращению загрязнений конденсатора (обработка охлаждающей воды химическими и физическими методами, применение шарикоочистных установок и т. п.); периодические очистки конденсаторов при повышении давления отработавшего пара по сравнению с нормативными значениями на 0,5 кПа из-за загрязнения поверхностей охлаждения; контроль чистоты поверхности охлаждения и трубных досок конденсатора; контроль расхода охлаждающей воды (непосредственным измерением расхода или по тепловому балансу конденсаторов ), оптимизация расхода охлаждающей воды в соответствии с ее температурой и паровой нагрузкой конденсатора; проверка плотности вакуумной системы и ее уплотнение; присосы воздуха, кг/ч, в диапазоне изменения паровой нагрузки конденсатора от 40 до 100 % должны быть не выше значений, определяемых по формуле G = 8 + 0,065 N , где N —номинальная электрическая мощность турбоустановки на конденсационном режиме, МВт; проверка гидравлической плотности конденсатора путем систематического контроля солесодержания конденсата ; проверка содержания кислорода в конденсате после конденсатных насосов. Методы контроля за работой конденсационной установки и его периодичность определяются местной инструкцией в зависимости от конкретных условий эксплуатации. Для конденсационных установок АЭС проводится также контроль радиоактивности конденсата и парогазовой смеси на выхлопе из пароструйных эжекторов. При повышении радиоактивности парогазовой смеси на выхлопе из эжекторов выше установленных значений турбина должна быть разгружена и остановлена в срок, определяемый главным инженером электростанции. В случае недопустимого повышения давления в конденсаторе турбина должна быть немедленно отключена персоналом путем воздействия на выключатель (кнопку аварийного отключения) при отсутствии или отказе в работе защиты. Необходимость срыва вакуума при отключении турбины определяется местной инструкцией в соответствии с указаниями завода-изготовителя. Сброс в конденсатор рабочей среды из котла или паропроводов и подача пара в турбину для ее пуска должны осуществляться при давлении пара в конденсаторе, указанном в инструкциях или других документах заводов- изготовителей турбины, но не выше 60 кПа. Сетевая или подпиточная вода, нагреваемая во встроенных пучках конденсаторов теплофикационных турбин, должна удовлетворять нормам, предъявляемым к качеству этой воды. Контроль за работой конденсационной установки позволяет своевременно и достаточно точно определять причины ухудшения вакуума и находить пути их устранения. 10.2.1. Эксплуатационный контроль работы конденсационной установки Показателями , характеризующими работу конденсационной установки, являются давление отработавшего пара р (или вакуум V ) и недогрев воды до температуры насыщения греющего пара δ t при заданных значениях паровой нагрузки, расхода и температуры охлаждающей воды на входе в конденсатор. Основным интегральным показателем, отражающим влияние всех режимных факторов и состояния всех элементов конденсационной установки на ее работу, является давление отработавшего в турбине пара, которое позволяет оценить общее состояние конденсационной установки, но не дает возможности выявить причину ухудшения ее работы при давлениях, отличающихся от нормативных значений. На рис. 10.1 показаны величины, контролируемые при работе конденсационной установки, и места их измерения . В табл.10.1 приведены перечень измеряемых параметров и приборов, применяемых для измерения Рис . 10.1. Параметры для контроля конденсационной установки 1— давление пара в контрольной ступени турбины, 2— давление пара в конденсаторе, 3, 4— давление и температура воды перед конденсатором, 5— расход воды, 6— температура конденсата, 7, 8— отбор пробы конденсата на химический анализ из конденсатора и после конденсатного насоса, 9— гидравлическое сопротивление, 10— уровень конденсата в конденсатосборнике , 11, 12— давление и температура паровоздушной смеси на входе в эжектор, 13, 14 — температура и давление воды перед водоструйным эжектором, 15 — давление рабочего пара перед пароструйным эжектором, 16 — температура паровоздушной смеси на выхлопе пароструйного эжектора, 17 — расход воздуха, удаляемого пароструйным эжектором , 18 — температура воды после конденсатора Таблица 10.1. Измерительные приборы и устройства для контроля работы конденсационной установки Измеряемый параметр Первичный измерительный прибор (датчик) Вторичный измерительный прибор Давление отработавшего пара в конденсаторе Вакуумный зонд, баровакуумметр , термометр сопротивления (при контроле температуры насыщения) Ручная регистрация; автоматический мост КСМ -4 Давление паровоздушной смеси на входе в эжектор Электрический манометр абсолютного действия «Сапфир-22» Автоматический миллиамперметр КСУ -4 Давление пара в контрольной ступени; Разрежение в верхней точке водяной камеры (сливной трубы) конденсатора; Давление охлаждающей воды; Давление рабочего пара перед эжектором Пружинный манометр (мановакуумметр) для точных измерений (МТИ); Сильфонный электрический манометр (мановакуумметр) Автоматический миллиамперметр КСУ -4 Гидравлическое сопротивление конденсатора Мембранный электрический дифманометр (ДМЭ) Автоматический миллиамперметр КСУ -4 Температура охлаждающей воды; основного конденсата; паровоздушной смеси на выхлопе пароструйного эжектора ; рабочей воды перед водоструйным эжектором Медный термометр сопротивления Автоматический мост КСМ -4 Расход охлаждающей воды на конденсатор Сегментная диафрагма; Мембранный электрический дифманометр Автоматический миллиамперметр КСУ -4 Расход воздуха, удаляемого пароструйным эжектором Измерительная нормальная диафрагма Водяной U-образный дифманометр Контроль за работой конденсационной установки осуществляется путем сравнения фактических эксплуатационных показателей ее работы с нормативными характеристиками, полученными на основании обобщения результатов многократных тепловых испытаний однотипных конденсационных установок турбин во всем диапазоне изменения определяющих режим работы величин (температура и расход охлаждающей воды, паровая нагрузка). Испытания , как правило, проводятся на конденсационных установках, проработавших после монтажа и пуска турбоагрегата не менее 400―5000 ч при практически чистых поверхностях охлаждения конденсаторов и воздушной герметичности вакуумной системы, удовлетворяющей требованиям ПТЭ, что обеспечивает нормальную работу турбоустановки с одним воздухоудаляющим устройством. Нормативные характеристики представляют собой усредненные показатели эффективности работы конденсационной установки. На конкретной станции фактические показатели могут быть и лучше нормативных. При отсутствии нормативных характеристик для данного типа конденсационных установок используются расчетные характеристики, определяемые, как правило, по методике ВТИ, либо расчетные характеристики заводов -изготовителей. Нормативные характеристики конденсационных установок ряда отечественных турбин , разработанные ОРГРЭС, приведены в типовых энергетических характеристиках турбоагрегатов [33]. Нормативные характеристики конденсационных установок содержат графики зависимости давления отработавшего пара и недогрева воды до температуры насыщения пара от паровой нагрузки конденсатора и температуры охлаждающей воды на входе. Эти зависимости даются, как правило, для двух значений расхода охлаждающей воды— номинального (характерного для летнего периода эксплуатации) и примерно 0,7 от номинального (зимний период эксплуатации). Для конденсатора 800 КЦС-3 турбины К-800-240-3 зависимости приведены для расходов охлаждающей воды равных 0,9―1,2 от номинального (рис. 10.2, 10.3). В характеристики конденсаторов теплофикационных турбин дополнительно включены также графики для расхода охлаждающей воды около 0,5 от номинального (работа в отопительный период с малыми паровыми нагрузками в конденсаторе). Нормативные значения величин для расходов охлаждающей воды, отличающихся от расходов, для которых построены нормативные графики, определяются линейной интерполяцией. Нормативные характеристики включают в себя также зависимости гидравлического сопротивления конденсатора от расхода охлаждающей воды (рис. 10.4), нагрева воды в конденсаторе от паровой нагрузки конденсатора и сетку поправок к мощности турбины в зависимости от давления в конденсаторе. Оценку эффективности работы конденсационной установки по данным эксплуатационного контроля рекомендуется производить при номинальной или близкой к ней паровой нагрузке конденсатора. Отвечающие номинальному расходу отработавшего в турбине пара данные типовой характеристики наиболее точны, а показатели , используемые для оценки работы установки, имеют при этом наибольшие значения, что также повышает точность контроля ее работы. Рис . 10.2. Нормативная характеристика конденсатора 800 КЦС-3 турбины К-800-240-3 для номинального расхода воды Рис . 10.3. Нормативная характеристика конденсатора 800 КЦС-3 турбины К-800-240-3 для расхода воды G = l,2 G Рис . 10.4. Нормативная характеристика гидравлического сопротивления конденсатора 800 КЦС-3 турбины К-800-240-3 Практикум . С помощью нормативной характеристики оценить текущее состояние конденсатора 800 КЦС-3 турбины К-800-240-3 и определить потери мощности турбоагрегата (при неизменном расходе пара), если t = 20 °C , G = 80000 м /ч, D = 1300 т/ч, р = 4,9 кПа, H = 80 кПа. При t = 20 °C и D = 1300 т/ч нормативное давление в конденсаторе при расходе воды 73000 м /ч (см. рис . 10.2) составляет 5,0 кПа, а при расходе воды 90000 м /ч (см. рис. 10.3)— 4,5 кПа. Используя линейную интерполяцию , определим нормативное давление при расходе 80000 м /ч: кПа Измеренное давление в конденсаторе выше нормативного на 0,135 кПа, а гидравлическое сопротивление конденсатора (см. рис.10.4) выше на 15 кПа. Потери мощности составляют при этих условиях (см. рис. 2.7): Δ N = 4940⋅0,135 = 667 кВт. Повышение давления отработавшего пара по сравнению с типовой характеристикой указывает на то, что турбоустановка работает с перерасходом теплоты, или при заданном расходе пара ее мощность будет ниже номинальной . Конкретный перерасход теплоты можно определить по приводимым в типовых энергетических характеристиках турбоагрегатов графикам поправок к расходу теплоты на отклонение давления отработавшего пара от номинального значения. Увеличение недогрева по сравнению с нормативным значением, определенным по типовой характеристике при тех же значениях паровой нагрузки конденсатора, расхода и температуры охлаждающей воды, что и измеренных при проведении контроля, указывает или на большие присосы воздуха в вакуумную часть турбины, или на загрязнение внутренней поверхности трубок конденсатора, или на обе причины одновременно. Загрязнения трубок со стороны пара, как правило, не происходит. Контроль недогрева должен проводиться регулярно , причем тем чаще, чем интенсивнее происходит загрязнение трубок, но не реже, чем через каждые 10 сут. Повышенный по сравнению с нормативным нагрев охлаждающей воды может указывать на недостаточный расход воды и уменьшение из-за этого кратности охлаждения. Солесодержание конденсата греющего пара характеризует водяную плотность конденсатора. При нарушении герметичности конденсатора с водяной стороны вследствие трещин или обрыва трубок циркуляционная вода попадает в конденсат, что и проявляется в возрастании концентрации солей жесткости. Измерение солесодержания производится 1-2 раза в смену путем отбора проб конденсата. Измерение гидравлического сопротивления конденсатора позволяет косвенно контролировать расход охлаждающей воды и загрязнение трубных досок и трубок конденсатора. Значение гидравлического сопротивления конденсатора ниже нормативного указывает на недостаточный расход воды. Повышенное гидравлическое сопротивление служит сигналом о загрязнении трубных досок и может служить основанием для отключения половины конденсатора (одного потока) по охлаждающей воде и его очистки. Следует отметить , что измерением гидравлического сопротивления практически невозможно обнаружить небольшие загрязнения внутренней поверхности трубок, в особенности при образовании небольшого слоя накипи. В этом случае контроль по недогреву более точен. Резко увеличивается гидравлическое сопротивление при загрязнении трубных досок и трубок деревянной щепой, водорослями, застрявшей рыбой, илистыми отложениями и другими крупными предметами. Повышенное переохлаждение конденсата может вызываться в регенеративном конденсаторе либо заливом конденсатом нижних рядов трубок из-за неисправности автоматического электронного регулятора уровня конденсата в конденсатосборнике, либо чрезмерными присосами воздуха в вакуумную систему. Переохлаждение конденсата вызывает дополнительный расход пара в первый подогреватель низкого давления (ПНД-1) для увеличения нагрева конденсата в нем. Это приводит к недовыработке мощности потоком пара от последнего отбора турбины до конденсатора. Повышенный расход пара в ПНД-1 вызывает увеличение в нем недогрева воды, а также усиленную вибрацию и разрушение трубок. Понижение экономичности турбоустановки при переохлаждении конденсата на 5 °С составляет для ТЭС 0,10―0,15 %, для АЭС― до 0,2%. 10.2.2. Переменный режим работы конденсационной установки В условиях эксплуатации паротурбинной установки при изменении давления в конденсаторе будут изменяться как экономические показатели турбины, так и надежность работы ее отдельных элементов. На рис. 10.5 представлен график, характеризующий изменение удельного расхода теплоты турбоустановки с заданной торцевой площадью выхлопа при увеличении давления пара в конденсаторе на 1 кПа и различных параметрах свежего пара. Штриховые линии показывают возможные границы изменения Δ q . Наибольшее влияние изменения конечного давления на экономичность турбоустановки наблюдается в установках низкого и среднего давления. Однако и в блочных агрегатах с начальным давлением p = 12,8―23,5 МПа и промперегревом изменение экономичности также существенно, особенно если учитывать масштабы расходов топлива на современных электростанциях. Рис . 10.5. Изменение удельного расхода теплоты ПТУ при увеличении давления в конденсаторе на 1 кПа при различных параметрах свежего пара Изменение давления в конденсаторе оказывает влияние и на надежность работы турбины. Повышение давления в конденсаторе турбины приводит к уменьшению теплоперепада, приходящегося на несколько последних ступеней. Напряжения в рабочих лопатках последних ступеней от этого уменьшаются, однако степень реактивности возрастает, что может привести к росту осевых усилий в турбинах с однопоточным ЦНД и увеличению нагрузки на упорную часть опорно-упорного подшипника. Для современных паровых турбин большой единичной мощности, однако, это не опасно, так как конструкции ЦНД у них двухпоточные, а абсолютные перепады давлений на диски последних ступеней невелики. При малых расходах пара повышение давления в конденсаторе опасно всегда. Значительное повышение давления в конденсаторе приводит и к увеличению температуры в выхлопном патрубке турбины, что может вызвать расцентровку и появление повышенной вибрации агрегата, а также усталость рабочих лопаток в среде более плотного пара. Предельная допустимая температура в выхлопном патрубке устанавливается заводом-изготовителем турбины и зависит, в частности, от типа турбин. Для большинства конденсационных турбин значение этой температуры устанавливается на уровне 60―70 °С, а для теплофикационных турбин на некоторых режимах может достигать 85 °С. Особое место здесь занимает турбина Т-250/300-240, для которой заводом-изготовителем установлен диапазон предельной температуры в выхлопном патрубке 80―120 °С. Понижение давления в конденсаторе конденсационной турбины по сравнению с расчетным приводит к перегрузке рабочих лопаток последних ступеней турбины из-за увеличения срабатываемого на них теплоперепада . В особо неблагоприятных условиях при этом оказывается последняя ступень турбины, на долю которой приходится наибольшее изменение теплоперепада. Таким образом, экономичность и надежность работы турбины существенно зависят от эффективности работы конденсационной установки в условиях эксплуатации. Функциональная зависимость давления р от ранее перечисленных факторов должна учитываться как при проектировании конденсатора, так и особенно при эксплуатации , когда на ее основе могут выбираться оптимальные режимы работы конденсационной установки в целом. Рассмотрим влияние различных параметров на эффективность работы конденсационной установки при переменном режиме ее работы. На рис. 10.6 представлены качественные зависимости, показывающие характер изменения и взаимосвязь основных параметров, характеризующих работу конденсатора. В качестве определяющего параметра при этом использована удельная паровая нагрузка конденсатора ( d ). Формулу (2.4), определяющую нагрев воды в конденсаторе, преобразуем к следующему виду: Отсюда следует, что при G = const с достаточной для практических целей точностью можно считать нагрев воды функцией паровой нагрузки Δ t = f ( d ). Эта характеристика есть прямая линия, проходящая через начало координат . Угол наклона прямой определяется угловым коэффициентом (рис 10.6, а). Увеличение нагрева воды Δ t в условиях эксплуатации по сравнению с расчетными данными указывает, как правило, на недостаток охлаждающей воды и уменьшение кратности охлаждения. При неизменной подаче охлаждающей воды эксплуатационная величина Δ t в общем случае может характеризовать нагрузку конденсатора. Рис . 10.6. Взаимосвязь параметров, определяющих эффективность конденсационной установки при переменном режиме работы Зависимость коэффициента теплопередачи K = f ( d ) при t = const качественно представлена на рис. 10.6, в. Как показывает опыт эксплуатации ПТУ, возможны такие условия, когда при изменении удельной паровой нагрузки от d до d ≈ 0,7 d средний коэффициент теплопередачи изменяется очень слабо или даже остается практически постоянным (рис. 10.6,в, кривая 1). Обычно это соответствует малым присосам воздуха в конденсатор . При значительном изменении присоса воздуха в конденсатор по мере уменьшения его паровой нагрузки может наблюдаться скачкообразное изменение коэффициента теплопередачи (рис 10.6, в, кривая 2 ), что объясняется началом перегрузки воздушного насоса, т. е. переходом в его характеристике с рабочей ветви на перегрузочную. В этой области процесс конденсации происходит при низких значениях коэффициента теплопередачи , что определяется большим диффузионным сопротивлением пограничного слоя на пути передачи теплоты от конденсирующегося пара охлаждающей воде. Недогрев воды до температуры насыщения согласно формуле (2.7) является сложной функцией удельной паровой нагрузки и коэффициента теплопередачи. Однако если предположить, что средний коэффициент теплопередачи K при переменном расходе пара в конденсатор остается постоянным, то недогрев воды также будет пропорционален удельной паровой нагрузке. Рис . 10.7. Зависимость недогрева воды от удельной паровой нагрузки конденсатора и температуры охлаждающей воды на входе Следовательно , можно записать δ t ≈ f ( d ). Данную зависимость нельзя считать строгой, так как в действительности коэффициент теплопередачи по мере снижения расхода пара в конденсатор уменьшается. Как правило, это определяется увеличением присосов воздуха в конденсатор при уменьшении его паровой нагрузки ; при этом значение δ t должно быть больше, чем при K = const. Опытные данные полностью подтверждают это положение. Качественной иллюстрацией этого процесса служит рис 10.7. С уменьшением удельной паровой нагрузки недогрев вначале уменьшается пропорционально d (это соответствует K ≈ const.), а затем происходит отклонение от этой зависимости в сторону увеличения недогрева (рис 10.7, а). При этом чем ниже температура охлаждающей воды, тем раньше (при бόльших значениях d ) наступает отклонение. При хорошей воздушной плотности у большинства конденсаторов зависимость δ t = f ( d , t ) во всем диапазоне нагрузок , как правило, изменяется плавно (см. рис. 10.7, б). При больших присосах воздуха возможен перегиб зависимости вверх (рис. 10.7, б), что обычно определяется перегрузкой воздушного насоса. В общем случае увеличение недогрева воды обычно свидетельствует об уменьшении коэффициента теплопередачи в конденсаторе, вызванном, как правило, уменьшением температуры воды на входе, увеличением присосов воздуха в вакуумную часть турбины, а также загрязнением поверхности охлаждения или совместным действием этих факторов. Давление в конденсаторе р согласно зависимостям (2.3) и (2.8) является сложной функцией всех рассмотренных выше параметров и факторов. Качественный характер этой зависимости приведен на рис . 10.6, г. Давление в конденсаторе (температура насыщения) будет тем меньше, чем меньше каждое из слагаемых в формуле (2.3). С увеличением удельной паровой нагрузки и температуры воды на входе в конденсатор давление р увеличивается. |