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.
|
|
10.2.3. Оптимизация режимов работы конденсационной установки При эксплуатации паротурбинной установки следует поддерживать давление в конденсаторе, при котором удельный расход теплоты на установку минимален. При заданных электрической и тепловой нагрузках турбоустановки (которые определяют паровую нагрузку конденсатора) и температуре охлаждающей воды, зависящей от метеорологических условий и состояния источника водоснабжения, давление в конденсаторе можно регулировать изменением подачи охлаждающей воды, воздействуя на скорость вращения циркуляционных насосов и разворот их лопастей. Изменение расхода воды дросселированием неэкономично, так как практически не приводит к уменьшению затрат электроэнергии на привод циркуляционных насосов. Предположим , что при мощности турбины N и расходе охлаждающей воды в конденсатор G достигается давление р , и удельный расход теплоты составляет q = Q / N. При увеличении расхода воды установится более низкое давление При этом мощность турбины возрастает, но и повышаются затраты электроэнергии на привод циркуляционных насосов. Снижение давления в конденсаторе сопровождается снижением температуры конденсата, на подогрев которого потребуется дополнительное количество теплоты. Увеличение затрат энергии на привод насосов может вызвать увеличение расхода пара на турбоустановку и связанный с ним дополнительный расход теплоты. Если удельный расход теплоты в новом режиме (при давлении ) q' < q , то этот режим более экономичен, чем предыдущий. Как показано в гл. 2, существует предельное давление (предельный вакуум) за турбиной, определяемый по формуле (2.10) и зависящий от величины проходного сечения на выходе из рабочих лопаток последней ступени . При уменьшении давления в конденсаторе меньше предельного мощность турбоустановки (при прочих неизменных условиях) остается такой же, что и при предельном давлении. Реализовывать режимы при давлении в конденсаторе меньше предельного нецелесообразно, поскольку расход энергии на привод насосов для создания глубокого разрежения не компенсируется увеличением мощности турбины; понижение температуры конденсата требует дополнительных затрат на его подогрев. При эксплуатации турбоустановок под оптимальным понимается режим максимальной разности между мощностью , развиваемой турбиной, и мощностью, потребляемой электродвигателями циркуляционных насосов . Такой режим обеспечивает экономию не только электроэнергии, но и охлаждающей воды. При незначительных присосах воздуха в конденсатор количество включенных эжекторов не накладывает ограничений на значение оптимального давления в конденсаторе, определенное по его тепловому расчету. По мере увеличения присосов воздуха производительность воздухоудаляющей установки может накладывать ограничения на значения оптимального давления пара в конденсаторе. Включение дополнительных эжекторов для повышения количества отсасываемого воздуха из конденсатора увеличивает расход рабочей среды; отключение может привести к повышению давления пара в конденсаторе. При выборе оптимального режима необходимо определять минимальное число включенных эжекторов, которое достаточно для поддержания оптимального давления в конденсаторе. Оптимизация режима работы конденсационной установки должна предусматривать учет совокупности внешних и внутренних факторов, соответствующих реальному эксплуатационному режиму: температуры охлаждающей воды на входе в конденсатор, паровой нагрузки конденсатора, геодезической высоты подъема охлаждающей воды, гидравлической характеристики циркуляционной системы, загрязнений трубок и других условий . Для выбора оптимальных режимов разрабатываются различные режимные карты и графики, которые, как правило, не в состоянии охватить многочисленные факторы, влияющие на выбор режима. Задача значительно усложняется при подаче воды к конденсаторам по общим магистральным водоводам, особенно для ТЭЦ с разнотипными турбоагрегатами. В этом случае изменение расхода охлаждающей воды может достигаться также изменением числа насосов, работающих параллельно на общий магистральный водовод . Наиболее полно эта задача реализуется с использованием информационно-вычислительных систем в составе АСУ ТП энергоблока. Необходимо отметить, что решение задачи оптимизации с помощью одного из методов прямого поиска наибольшего значения критерия, учитывающего непосредственное изменение расхода охлаждающей воды на конденсаторе , неприемлемо по ряду причин: нежелательности многократного изменения расхода охлаждающей воды в процессе поиска по соображениям надежности работы оборудования; относительной длительности поиска (3―4 ч), при которой возможно существенное изменение нагрузки; недостатка оперативной информации; необходимости практически непрерывного поиска. На энергоблоке К-1200-240 для оптимизации работы конденсационной и воздухоудаляющей установок использован метод, свободный от указанных недостатков и основанный на использовании адаптирующихся к реальному состоянию оборудования статистических математических моделей конденсационной, циркуляционной и воздухоудаляющей установок энергоблока. Информация о реальном состоянии оборудования вводится в вычислительное устройство, в котором реализованы статистические модели оборудования, и используется для адаптации этих моделей к фактическому состоянию оборудования. Далее с использованием моделей производится расчет режимов и значений критерия оптимизации для различных расходов охлаждающей воды и определяются оптимальные параметры с учетом наложенных ограничений. Значение расхода воды изменяется только в вычислительной машине , на конденсаторе сохраняется исходный режим. В результате расчетов определяются оптимальные значения расхода охлаждающей воды и количество включенных эжекторов, которые в режиме совета рекомендуются для реализации на установке. При этом указывается выигрыш мощности при переходе на оптимальный режим. Анализ расчетов оптимальных режимов, проведенных на энергоблоке мощностью 1200 МВт Костромской ГРЭС , показал, что уменьшение расхода охлаждающей воды по сравнению с максимальным целесообразно при температурах, не превышающих 5―6 °С. При более высоких температурах экономически оправдано сохранение эксплуатационного режима (работа на второй скорости вблизи верхней границы допустимой области работы циркуляционных насосов). При температурах воды выше 15―16 °С максимальной производительности насосов для обеспечения оптимальных режимов недостаточно. Необходимо отметить, что на большинстве энергоблоков при низких температурах охлаждающей воды и малых электрических нагрузках оптимальный расход охлаждающей воды через конденсатор должен быть существенно снижен. Этому расходу должна соответствовать пониженная скорость воды в трубках, что может способствовать их быстрому загрязнению. При оптимизации работы конденсационной установки нижний предел уменьшения расхода охлаждающей воды должен определяться с учетом качества воды на электростанции 10.3 Подогреватели системы регенеративного подогрева воды От соблюдения правильного режима эксплуатации подогревателей во многом зависит продолжительность надежной и безаварийной работы аппаратов. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей устанавливают, что система регенерации ПТУ в эксплуатации должна обеспечивать : надежность теплообменных аппаратов при всех режимах работы турбин; нормативные значения температуры питательной воды (конденсата) за каждым подогревателем и ее конечный подогрев; поддержание нормативного температурного напора (недогрева воды до температуры насыщения) в каждом теплообменном аппарате. В соответствии с ПТЭ в процессе работы аппаратов системы регенерации регистрируются следующие параметры : температура питательной воды на входе и выходе из каждого подогревателя; температура питательной воды за концевыми или параллельными охладителями пара (там, где они предусмотрены ); температура питательной воды за блоком подогревателей; давление греющего пара на входе в подогреватель; расход питательной воды через подогреватели; температура пара в корпусе и на входе в подогреватель; давление питательной воды до и за группой подогревателей; температура конденсата за подогревателями. Недогрев воды до температуры насыщения (температурный напор) в подогревателях системы регенерации, температура питательной воды (конденсата) за подогревателем, переохлаждение конденсата греющего пара должны проверяться до и после капитального ремонта турбоустановки, после ремонта подогревателей и периодически по графику (не реже 1 раза в месяц). Надежность и безотказность работы подогревателей системы регенеративного подогрева воды, кроме обеспечения экономичности эксплуатации турбоустановки, имеют также большое значение и для надежности работы паровой турбины. Так, например, переполнение парового пространства подогревателя из-за повреждения трубной системы или неудовлетворительной работы регуляторов уровня дренажа греющего пара приведет в случае отказа или задержки действия защитных устройств к попаданию воды в проточную часть турбины через паропроводы отборов и к аварии с тяжелыми последствиями. Защита аппаратов системы регенерации от повышения уровня конденсата производится по двум уровням с помощью регуляторов. По достижении первого, неаварийного уровня и срабатывании защиты по этому уровню импульс подается в систему дистанционного управления, воздействующую непосредственно на клапан регулятора уровня. Подогреватель при этом не отключается, а с помощью задвижек увеличивается расход дренажа . При аварийном повышении уровня система отключает подогреватель. Для защиты турбины от попадания пара и конденсата в проточную часть на паропроводах отборов устанавливаются обратные клапаны , снабженные механизмом принудительного закрытия. Для каждой турбины установлена и регламентирована тепловой характеристикой агрегата номинальная для каждой нагрузки температура выходящей из подогревателя воды. Конечная энтальпия питательной воды после последнего ПВД непосредственно влияет на расход теплоты турбоустановкой. Уменьшение нагрева питательной воды в отдельных подогревателях системы регенерации приводит как к ухудшению экономичности турбоустановки, так и к снижению надежности самих подогревателей вследствие перегрузки последующих подогревателей. Известно, что экономичность работы и совершенство конструкции подогревателей системы регенеративного подогрева питательной воды характеризуются величиной недогрева . Недогрев воды до температуры насыщения для подогревателей низкого и высокого давления современных конструкций составляет обычно 1,5 °С, а в конструкциях ПВД, предусматривающих эффективное использование теплоты перегрева пара, недогрев может быть весьма близким к нулю. В смешивающих ПНД недогрев воды до температуры насыщения должен быть равен нулю. Причиной повышения недогрева может быть неудовлетворительная работа системы отсоса воздуха из парового пространства, сокращение поверхности теплообмена (за счет как затопления части трубной системы при повышенном уровне конденсата в корпусе подогревателя, так и отглушения дефектных трубок), повышенное аэродинамическое сопротивление паропроводов от турбины к подогревателям, протечки в водяных камерах между ходами, байпасирование части расхода питательной воды помимо аппарата и др. В редких случаях причиной повышения недогрева может быть загрязнение поверхности теплообмена аппарата. Для выявления необходимости проведения очистки по величине недогрева проверяется состояние подогревателя до ремонта, а недогрев, определенный после ремонта, характеризует качество проведенного ремонта . Периодический контроль за состоянием подогревателей позволяет своевременно принимать необходимые меры для восстановления их нормальной работы. Запрещается эксплуатация подогревателей высокого давления (ПВД) при отсутствии или неисправности элементов защит и регуляторов уровня. При наличии группового аварийного обвода запрещается эксплуатация всей группы ПВД при отсутствии или неисправности элементов защит и регуляторов уровня хотя бы на одном из ПВД, а также при отключении по пару любого ПВД. Подогреватель высокого давления или группа ПВД должны быть немедленно отключены при неисправности защиты или клапанов регулятора уровня (КРУ). При неисправном состоянии каких-либо других (кроме КРУ) элементов системы автоматического регулирования уровня и невозможности быстрого устранения дефекта на работающем оборудовании подогреватель (или группа ПВД) должен быть выведен из работы в срок, определяемый техническим руководителем энергообъекта. При нарушении герметичности трубной системы подогревателя время заполнения его корпуса водой зависит в основном от размера повреждения. Если в этот момент защита подогревателя от переполнения не будет включена или окажется неисправной, может произойти заполнение питательной водой всего корпуса, поступление ее по трубопроводу отбора пара к турбине или, в случае отключения трубопровода отбора, повышение давления в корпусе теплообменника до давления питательной воды и его повреждение. Такого рода аварии могут сопровождаться большими разрушениями и опасны для обслуживающего персонала. К переполнению ПВД могут привести и отказы в работе системы регулирования уровня. В случае герметичной трубной системы полного заполнения аппарата конденсатом греющего пара может не произойти, так как по мере затопления поверхности нагрева будет уменьшаться количество конденсирующегося на ней пара из отбора турбины. Система регулирования уровня должна быстро реагировать на его изменение, воздействуя на степень открытия регулирующего клапана на линии слива дренажа (конденсата греющего пара). При небольших повреждениях в трубной системе и запасах по проходному сечению сливных клапанов повышения уровня может и не произойти. Но для исключения последствий разгерметизации ПВД, если персонал обнаружил изменение в количестве сливаемого конденсата (по степени открытия клапана), ПВД следует отключить с целью проверки герметичности и проведения при необходимости ремонта аппарата. В большинстве тепловых схем отечественных турбин включение ПВД выполняется групповым, то есть в схеме есть один аварийно-ремонтный байпасный трубопровод питательной воды с впускным и обратным клапанами на два, чаще три подогревателя; линии связи между аппаратами по питательной воде, конденсату греющего пара и неконденсирующимся газам не имеют запорной арматуры. В такой схеме при необходимости вывести один ПВД из работы должна быть отключена вся группа. Закрытие задвижки на подводе пара к одному из ПВД запрещается потому, что поступление в такой теплообменник конденсата из соседних ПВД может привести к его переполнению и срабатыванию защит. Кроме того, на отключенном по пару аппарате могут оказаться неработоспособными первичные приборы (датчики) системы защит. Однако это последнее требование нельзя рассматривать , как абсолютное; в отдельных случаях, когда в силу каких-то причин, чаще всего режимного характера (например, при глубоких разгрузках), есть необходимость в отключении по пару одного из ПВД и тепловая схема позволяет изолировать этот аппарат от других, входящих в группу; при условии проведения дополнительных мероприятий, за счет которых работоспособность системы не ухудшается, такое отключение допустимо 10.4 Подогреватели сетевой воды 10.4.1. Эксплуатационный контроль за работой подогревателей Для надежной и эффективной эксплуатации подогревателей сетевой воды необходима оперативная и достоверная информация об их состоянии. Регулярный контроль за состоянием отдельных элементов оборудования , определение фактических показателей работы аппаратов и сопоставление их с нормативными, анализ причин ухудшения показателей работы и оперативное их устранение позволяют поддерживать экономичную и безотказную работу сетевых подогревателей. В процессе эксплуатации установки подогрева сетевой воды обязательному контролю с регистрацией на самописцах подлежат следующие параметры: расход конденсата греющего пара основных подогревателей сетевой воды; расход сетевой воды на стороне нагнетания сетевых насосов; расход подпиточной воды; давление сетевой воды в подающей линии; давление сетевой воды в обратной линии; давление подпиточной воды; температура сетевой воды в подающей линии; температура сетевой воды в обратной линии; температура подпиточной воды; расход питьевой или технической воды на аварийную подпитку; содержание кислорода в каждом обратном трубопроводе тепловых сетей; кислородосодержание конденсата до конденсатных насосов и солесодержание в основном и солевых (в тех модификациях подогревателей, где они имеются) отсеках. Оперативный контроль по измерениям показывающими приборами предусмотрен для следующих параметров : давление и температура сетевой воды на входе в каждый сетевой подогреватель и на выходе из него; давление и температура греющего пара на входе в аппарат (в трубопроводах подвода пара к подогревателю ); давление на сторонах всасывания и нагнетания каждого насоса установки подогрева сетевой воды; давление сетевой воды в каждом подающем и обратном магистральном трубопроводе; температура сетевой воды в каждой обратной магистрали, подходящей к обратному коллектору сетевой воды ; уровень конденсата греющего пара в корпусе и сборнике конденсата каждого подогревателя сетевой воды; температура конденсата на выходе из каждого подогревателя сетевой воды; температура паровоздушной смеси на выходе из подогревателя; температура подшипников сетевых насосов; давление воды в трубопроводах питьевого или технического водопровода, подключенных к подпиточному трубопроводу перед задвижками (по ходу воды); уровень воды в трубопроводах подвода и отвода сетевой воды над закрытой запорной арматурой. На рис. 10.8 в качестве примера приводится принципиальная схема измерений для станционной установки подогрева сетевой воды. Рис . 10.8. Схема измерений на установке подогрева сетевой воды. 1 — сетевой насос, 2 — основной подогреватель, 3 — пиковый подогреватель, 4 — задвижка, 5 — гильза для термометра, 6 — манометр , 7 — измерительная диафрагма Определение фактических значений эксплуатационных показателей эффективности работы сетевых подогревателей производится на основании данных тепловых и гидравлических испытаний, которые должны проводиться персоналом электростанций в условиях эксплуатации периодически (один раз в три-четыре года). Анализ результатов испытаний сетевых подогревателей проводится путем сравнения полученных фактических тепловых и гидравлических характеристик с заводскими или расчетными данными. По результатам сравнения делаются выводы об эксплуатационном состоянии сетевых подогревателей, о необходимости вывода подогревателя в ремонт, проведения реконструкции подогревателя и т.д. Объем анализируемых показателей регламентируется инструкциями. Для проведения испытаний сетевого подогревателя (или группы подогревателей) имеющаяся схема измерений (см. рис. 10.8.) должна обеспечить требуемую полноту и точность измерений. При необходимости схема измерений дооборудуется измерительными приборами более высокого класса точности, чем имеют штатные приборы , изменяется схема обвязки сетевых подогревателей измерительными приборами, предусматривается дублирование основных измерений. Организация измерений необходимых параметров работы сетевых подогревателей должна осуществляться в соответствии с инструкцией. Тепловые испытания сетевых подогревателей могут производиться только в период отопительного сезона. При этом как основные, так и пиковые подогреватели могут испытываться одновременно или в разные периоды в зависимости от температуры наружного воздуха, обеспеченности отопительной установки паром необходимых параметров, наличия наблюдателей для проведения испытаний и т.д. При тепловых испытаниях сетевых подогревателей измеряются следующие параметры: расход сетевой воды через подогреватель; давление греющего пара в корпусе подогревателя; температура греющего пара на входе в подогреватель; температура сетевой воды во входном и выходном патрубках; температура конденсата греющего пара. Тепловые испытания сетевых подогревателей целесообразно производить при одном или двух расходах сетевой воды―номинальном и уменьшенном до 60―80 % от номинального расхода. При каждом расходе проводится два-три опыта с разными давлениями греющего пара, в том числе и при номинальном давлении. Продолжительность каждого опыта в установившемся режиме должна обеспечить запись измеряемых параметров не менее 10―12 раз с интервалом в 2―3 мин. При проведении испытаний колебания параметров не должны превышать следующих значений: расход сетевой воды—±5 %; температура сетевой воды—±2 °С. Гидравлические испытания подогревателей могут проводиться в любое время года, а также могут быть совмещены с тепловыми испытаниями. При гидравлических испытаниях сетевых подогревателей достаточно проведения двух опытов, в каждом из которых при установленном значении расхода сетевой воды (номинальном и уменьшенном до 70―80% от номинального) дифференциальным манометром измеряется потеря напора на участке от входного до выходного патрубка подогревателя. Для определения гидравлической характеристики подогревателя необходимо измерять расход сетевой воды через подогреватель, давление сетевой воды на входе и выходе подогревателя, либо перепад давлений между входным и выходным патрубками , а также температуру сетевой воды во входном и выходном патрубках и в месте установки измерительной диафрагмы расходомера. Опыт с номинальным расходом сетевой воды является основным, т.к. его результаты используются для определения фактического гидравлического сопротивления подогревателя, а опыт с уменьшенным расходом сетевой воды―вспомогательным, используемым для оценки достоверности результатов испытаний. Испытания основных и пиковых подогревателей могут проводиться одновременно или раздельно , причем в каждом опыте производится не менее 8―10 измерений с интервалом в 2―3 мин. Колебания измеряемых расходов сетевой воды и перепада давлений в каждом опыте не должны превышать ±5 %. В процессе обработки результатов испытаний производится осреднение измеренных в опытах значений параметров при условии постоянства режимных факторов. Для определения действительных значений измеряемых параметров к их средним значениям вводятся необходимые поправки на показания приборов, например , на отклонение фактической температуры от расчетной или на высоту установки манометра. Важным критерием оценки состояния подогревателя сетевой воды является конечная температура сетевой воды в аппарате при различных условиях его работы. Изменение этой температуры ниже ее нормативного значения указывает на ухудшение эксплуатационного состояния. На рис. 10.9 в качестве контрольной характеристики для вертикальных подогревателей сетевой воды приводится зависимость температуры воды на выходе из аппарата от температуры воды на входе в него при различных значениях давления греющего пара . Такая характеристика достаточно проста и удобна для использования в условиях эксплуатации, поскольку основывается на результатах эксплуатационных измерений и не требует проведения каких-либо дополнительных вычислений. Рис . 10.9. Контрольная характеристика работы вертикального подогревателя сетевой воды ПСВ-500-14-23. G = 900 т/ч; t , t ― температура воды на входе и выходе из аппарата соответственно; Р ― давление пара на входе в аппарат Для контроля за работой аппарата необходимо знать температуру воды на входе и выходе, расход воды и давление пара в аппарате. Отклонение температуры воды на выходе из аппарата от конкретной характеристики показывает состояние аппарата в данный период времени. Характеристика, приведенная на рис . 10.9, построена на основании тепловых расчетов подогревателя сетевой воды ПСВ-500-14-23 и скорректирована введением коэффициента загрязнения таким образом, чтобы она соответствовала опытным значениям коэффициента теплопередачи аппарата при наилучшей чистоте трубного пучка , которая может быть достигнута в условиях конкретной станции Контроль эффективности работы аппаратов рекомендуется проводить при расходах воды, указанных на контрольных характеристиках. Расчеты показали, что при отклонении расхода воды от указанных значений в пределах ±100т/ч, погрешность определения температуры воды на выходе из аппарата не превышает 2 °С. Известно , что основным показателем тепловой эффективности аппарата является величина недогрева сетевой воды до температуры насыщения греющего пара. Методические указания, разработанные ОРГРЭС, приводят характеристики, содержащие нормативные значения недогрева для большого количества серийных основных и пиковых сетевых подогревателей вертикального и горизонтального исполнения. На рис. 10.10 приводится нормативная характеристика пикового подогревателя сетевой воды ПСВ-500-14-23. Для нахождения величины нормативного недогрева необходимо знать температуру сетевой воды на входе ( t ) и на выходе ( t ) аппарата, а также расход сетевой воды. Порядок пользования графиком следующий. На оси температур в левом квадранте находится значение входной температуры сетевой воды. Из найденной точки восставляется перпендикуляр до пересечения с кривой , соответствующей величине выходной температуры сетевой воды, а затем проводится горизонталь до пересечения с прямой соответствующего расхода сетевой воды в правом квадранте графика. Перпендикуляр, опущенный из последней точки пересечения на ось абсцисс, покажет значение нормативного недогрева. Рис . 10.10. График для нахождения нормативного недогрева сетевой воды в подогревателе ПСВ-500-14-23 (трубки латунные, число ходов 2, d = 19 мм , d = 17 мм ) В качестве универсальной характеристики горизонтальных подогревателей сетевой воды принята величина относительного недогрева , т.е. отношения недогрева к нагреву сетевой воды. Эта характеристика строится по данным расчета в зависимости от расхода сетевой воды через аппарат при различных фиксированных значениях средней температуры воды. На рис. 10.11 в качестве примера приведена характеристика для определения расчетного значения относительного недогрева в горизонтальном подогревателе сетевой воды ПСГ-2300-2,5-8-I в зависимости от расхода и средней температуры сетевой воды. Расчет характеристики производится на заводе-изготовителе аппарата и включается в комплект эксплуатационной документации. Расчет производится обычно для двух значений коэффициента чистоты поверхности теплообмена— 0,9 и 0,75. Рис . 10.11. Относительный недогрев сетевой воды в подогревателе ПСГ-2300-2,5-8-II |