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.
|
|
10.4.2. Регулирование работы и система защиты Регулирование тепловой нагрузки подогревателей сетевой воды может производиться изменением давления пара в аппарате путем регулирования давления в теплофикационном отборе (для горизонтальных аппаратов) или дросселирования пара до необходимых параметров. Другим способом регулирования тепловой нагрузки является обвод части расхода сетевой воды помимо подогревателя с последующим смешением потоков для получения необходимой температуры. Аналогично ступенчатому подогреву питательной воды в системе регенерации ПТУ наиболее экономичен и ступенчатый подогрев сетевой воды. В отопительных установках теплофикационных турбин нагрев сетевой воды осуществляется в нескольких последовательных ступенях отборным паром, давление которого определяется температурой воды на выходе из каждой ступени. Эффективность ступенчатого подогрева сетевой воды в основном определяется такими факторами , как число ступеней подогрева и распределение нагрузок между подогревателями, а также величиной общей тепловой нагрузки, расходом и температурой сетевой воды. Анализ этих факторов показывает , что наиболее экономичными с точки зрения выработки мощности турбиной и расхода топлива являются режимы с равномерным распределением тепловой нагрузки между ступенями, т.е. при двухступенчатом режиме тепловая нагрузка на каждый подогреватель сетевой воды должна составлять примерно половину полной нагрузки, а при трехступенчатом―примерно одну треть. Количество ступеней подогрева определяется величиной тепловой нагрузки и температурой обратной сетевой воды. В отопительных установках теплофикационных турбин первой (предвключенной) ступенью подогрева является встроенный пучок конденсатора. Первая ступень подогрева включается в работу при низкой температуре обратной сетевой воды и большой величине полной теплофикационной нагрузки. При малых величинах теплофикационной нагрузки и высокой температуре обратной сетевой воды один из двух горизонтальных сетевых подогревателей (обычно нижний) способен выполнить всю теплофикационную нагрузку. Регулирование величины теплофикационной нагрузки производится в камере верхнего теплофикационного отбора с помощью регулирующей диафрагмы, установленной за камерой нижнего отбора. При эксплуатации установок подогрева сетевой воды большую опасность для теплофикационной турбины представляет возникновение обратного потока пара в линиях регулируемых теплофикационных отборов. Для предотвращения разгона турбины в таком случае на трубопроводах подвода пара к подогревателям устанавливаются обратные клапаны с принудительным закрытием. Закрытие органов парораспределения ЧСД и ЧНД является второй ступенью защиты от опасности разгона турбины. Для предотвращения развития аварийных ситуаций , которые могут повлечь за собой выход из строя оборудования теплофикационной установки и турбины, все установки подогрева сетевой воды оснащены следующей сигнализацией: повышения уровня конденсата в основных подогревателях сетевой воды; повышения уровня конденсата в пиковых подогревателях сетевой воды; повышения или снижения давления в обратном коллекторе сетевой воды; повышения давления в подающем коллекторе сетевой воды; снижения давления греющего пара в трубопроводе к основному подогревателю; снижения давления греющего пара в трубопроводе к пиковому подогревателю; повышения солесодержания конденсата подогревателей. Схемы установок подогрева сетевой воды с двумя теплофикационными отборами пара от турбины оборудованы дополнительными защитными устройствами При повышении уровня в конденсатосборнике подогревателя ПСГ-1 до первого предела появляется сигнал «Уровень в ПСГ-1 высок» и одновременно включается в работу резервный конденсатный насос. При повышении уровня в конденсатосборнике до второго предела появляется сигнал «Уровень в ПСГ-1 недопустим » и одновременно происходит отключение подогревателей ПСГ-1 и ПСГ-2. При этом открывается задвижка на обводе подогревателей сетевой воды, а задвижки на входе сетевой воды в каждый подогреватель и на выходе из них, а также на подводе пара к подогревателю ПСГ-2 закрываются. Аналогичные операции, кроме включения резервного конденсатного насоса, выполняются также при повышении уровня в корпусе подогревателя ПСГ-1 соответственно до первого и второго установленного предела. При повышении давления греющего пара в подогревателе ПСГ-1 до установленного предела появляется сигнал «Давление в ПСГ-1 высоко» и одновременно происходит отключение подогревателей ПСГ-1 и ПСГ-2 и турбины При повышении уровня в конденсатосборнике подогревателя ПСГ-2 до первого предела появляется сигнал «Уровень в ПСГ-2 высок» и одновременно включается в работу резервный конденсатный насос. При повышении уровня в конденсатосборнике подогревателя ПСГ-2 до второго предела появляется сигнал «Уровень в ПСГ-2 недопустим» и одновременно происходит отключение подогревателя ПСГ-2 по пару и воде. При этом закрываются задвижки на входе сетевой воды в подогреватель ПСГ-2, на выходе из него и на подводе пара к нему, а также открывается задвижка на обводе сетевой воды мимо отключенного ПСГ-2. Аналогичные операции, кроме включения резервного конденсатного насоса, выполняются также при повышении уровня в корпусе подогревателя ПСГ-2 соответственно до первого и второго установленного предела Сетевые насосы второй ступени подогрева сетевой воды имеют технологические защиты, которые автоматически отключают их при снижении давления сетевой воды как на стороне всасывания, так и на стороне нагнетания насосов, а также при снижении давления масла на смазку с выдержкой времени в 30 секунд. Подогреватели сетевой воды должны быть отключены вручную в следующих случаях: повышение давления в корпусе подогревателя или его трубной системе выше допустимого значения; выявление неисправности предохранительных клапанов; обнаружение трещин, свищей в корпусе подогревателя и сильных парений во фланцевых соединениях, а также отпотевания сварных швов; повреждения трубной системы подогревателя, приводящие к ненормальной работе установки; возникновение пожара, непосредственно угрожающего подогревателю; неисправность манометра и невозможность определить давление в корпусе подогревателя по другим приборам Регулирование теплофикационной нагрузки может производиться с помощью механизма управления регулятором давления в теплофикационном отборе или общестанционном коллекторе, либо с помощью арматуры на линии подвода пара к подогревателям от регенеративных отборов конденсационных турбин. В схемах с безнасосным сливом конденсата греющего пара из подогревателей регулировать нагрев сетевой воды можно с помощью обвода сетевой воды помимо подогревателей. Регулировка нагрева сетевой воды путем затопления корпуса подогревателя конденсатом не допускается 10.5 Деаэрационная установка Согласно ПТЭ работу деаэрационной установки характеризуют следующие основные эксплуатационные характеристики : зависимость содержания кислорода в деаэрированной воде от гидравлической нагрузки деаэратора и нагрева воды в нем; зависимость предельно допустимой гидравлической нагрузки от нагрева воды Необходимо отметить, что конечное содержание кислорода в питательной воде в определенной мере зависит от кислородосодержания поступающего в деаэратор основного конденсата, которое, в свою очередь, будет зависеть от воздушной герметичности конденсатора и нормальной работы деаэрационных устройств конденсатора (если они имеются). На ТЭЦ, где добавка химически очищенной воды велика, применяется двухступенчатая схема деаэрации, при которой добавочная вода перед поступлением в основной деаэратор предварительно дегазируется в деаэраторах атмосферного типа. Если режим работы деаэратора, определяемый гидравлической нагрузкой и нагревом воды, характеризуется точкой , лежащей ниже кривой при соответствующем давлении, то деаэратор будет работать устойчиво. Если рабочая точка находится выше кривой предельного режима, то деаэратор окажется перегруженным. При этом наблюдается неустойчивая работа деаэратора, характеризующаяся появлением гидравлических ударов в колонке , сильной вибрацией деаэратора и связанных с ним трубопроводов, колебаниями давления пара в деаэраторе , ухудшением деаэрации воды. Деаэраторы блочных установок должны обеспечивать качественную деаэрацию растопочного расхода питательной воды во время пусков турбины при сниженном давлении в деаэраторе без предварительного подогрева Каждая деаэрационная установка должна иметь инструкцию по ее обслуживанию, составленную с учетом местных условий. Инструкция должна содержать следующие разделы: описание и характеристики деаэратора, порядок пуска и останова, правила нормальной эксплуатации, предупреждения и ликвидации аварий, указания по технике безопасности и противопожарной технике. Нормальная и безопасная работа деаэратора поддерживается системой автоматических регуляторов и предохранительных устройств. К ним относятся регулятор уровня воды в баке-аккумуляторе; регулятор давления греющего пара; регулятор перелива; регулятор давления на трубопроводе сброса пара в конденсатор (для блоков с прямоточными котлами); предохранительные клапаны. Регулятор давления греющего пара должен иметь задатчики на 0,1175 МПа (1,2 кгс/см ) и 0,588―0,687 МПа (6―7 кгс/см ) и поддерживать давление в колонке в пределах ±0,098 МПа (1 кгс/см ). Существующие предохранительные клапаны должны быть рассчитаны на пропуск максимального количества пара , поступающего в деаэратор, и отрегулированы на давление, не превышающее 1,15 рабочего. Текущий контроль работы деаэратора осуществляется по показаниям водоуказательных стекол, манометра для измерения давления в колонке, термометра для измерения температуры деаэрированной воды и кислородомера непрерывного действия. В блочных установках контроль за работой деаэратора ведется по приборам , установленным на блочном щите управления. В задачу обслуживающего персонала помимо наблюдения за приборами контроля и автоматики входят систематическая продувка водомерных стекол, расхаживание вентилей и задвижек, отбор проб деаэрированной воды для последующего химического анализа. Для обеспечения безопасной работы деаэрационной установки должна быть организована систематическая проверка предохранительных клапанов. При длительной безостановочной работе деаэратора предохранительные клапаны должны опробоваться по специальному графику. Это не исключает опробования этих устройств при каждом пуске деаэрационной установки. При рассмотрении вопросов пуска деаэратора в работу следует остановиться на двух характерных ситуациях: пуск деаэратора с опорожненным баком-аккумулятором (после ремонта, внутреннего осмотра и т.д.) и пуск деаэратора при заполненном баке-аккумуляторе (вывод из резерва, пуск блока после непродолжительного останова ). При пуске деаэратора с опорожненным баком-аккумулятором аппарат прогревается паром, затем давление в нем поднимается до величины, превышающей барометрическое на 0,0196―0,049 МПа (0,2―0,5 кгс/см ), после чего в деаэратор подается вода. После заполнения бака-аккумулятора до нужной отметки в атмосферных деаэраторах включаются регуляторы давления, уровня и перелива, а в деаэраторах повышенного давления оно сначала плавно повышается до рабочего, а затем в работу включаются все регуляторы. При пуске блока с прямоточным котлом, когда в деаэратор поступает пар от постороннего источника и сброс из пускового сепаратора, давление в нем на весь период пуска поддерживается регулятором давления на уровне 0,1175 МПа (1,2 кгс/см ). После включения блока в параллельную работу и набора нагрузки, при которой в отборе , питающем паром деаэратор, установятся необходимые параметры, давление в деаэраторе плавно поднимается до рабочего, после чего включается основной регулятор давления и регулятор уровня. Резервный источник питания деаэратора паром отключается. При пуске деаэрационной установки с заполненным баком-аккумулятором воду в баке необходимо довести до температуры насыщения, т.е. вывести на режим деаэрации. Для этого необходимо собрать схему рециркуляции воды в деаэраторе и прокачивать в ней воду с одновременной подачей пара избыточного давления . При достижении водой температуры насыщения и необходимой степени деаэрации, определяемой по показаниям кислородомера, проводится заполнение котла водой (в блочных установках) или после подъема давления до рабочего - подключение деаэратора в параллельную работу (в установках неблочного типа). 10.6 Маслоохладители В соответствии с требованиями ПТЭ, масляная система паротурбинных установок должна обеспечивать: надежность работы турбоагрегата во всех режимах; пожаробезопасность ; поддержание качества масла в процессе эксплуатации в соответствии с нормами; исключение протечек масла и попадание его в охлаждающую систему. Масло используется в системе смазки и в системе регулирования турбин. В турбогенераторе с водородным охлаждением масло служит для смазки подшипников, а также используется для уплотнений водородной системы генератора. Маслоохладители системы смазки турбин предназначены для охлаждения масла, поступающего на смазку подшипников турбогенератора. На каждом турбогенераторе установлено несколько маслоохладителей; при максимальной температуре охлаждающей воды часть маслоохладителей находится в работе и часть в резерве , что позволяет во время эксплуатации отключать любой из маслоохладителей для очистки или ремонта Во время эксплуатации маслосистемы оперативный персонал обязан: производить обход и осмотр оборудования каждые два часа; проверять оборудование, маслопроводы на отсутствие течей и при обнаружении их принимать меры по устранению ; следить за исправностью КИП и их показаниями; своевременно принимать меры к устранению неисправностей; производить профилактические осмотры и опробование резервного оборудования согласно графику; следить за уровнем масла в главном маслобаке; следить за давлением масла в системе смазки; следить за температурой и количеством масла, сливающегося из подшипников; количество сливающегося масла не должно изменяться, температура должна быть в пределах 45―70 °С. ПТЭ регламентирует и порядок действий оперативного персонала при выводе маслоохладителя в резерв. В этом случае необходимо выполнить следующие операции: 1. Включить маслоохладитель, находящийся в резерве. 2. Отключить работающий маслоохладитель. 3. Убедиться в устойчивости поддержания температуры масла за маслоохладителями в пределах 40―45 °С. 4. Опломбировать задвижки на выходе масла из работающего и резервного маслоохладителя. Перечислим действия персонала при выводе маслоохладителя в ремонт: 1. Вывести отключаемый маслоохладитель в ремонт. 2. Закрыть задвижки входа-выхода масла и воды. 3. Открыть вентиль по воде, вентили опорожнения маслоохладителя по воде и по маслу. 10.7 Загрязнение и очистка теплообменных аппаратов. Оптимизация сроков очистки В результате длительной эксплуатации при низком качестве воды, подаваемой на вход теплообменных аппаратов , происходит загрязнение внутренней поверхности трубок. Отложения образуются как осадочными компонентами воды, так и продуктами коррозии. Состав их сложен и неоднороден: это оксиды меди и железа, соли жесткости, перекаленная органика (остатки масел) и т.д. Чаще всего загрязняются конденсаторы и маслоохладители , охлаждаемые циркуляционной водой, а также подогреватели сетевой воды. В подогревателях сетевой воды чаще наблюдаются накипные отложения солей кальция и магния, а в конденсаторах и маслоохладителях— отложения трех типов: механические, биологические, накипные. Подогреватели системы регенерации, работающие на основном конденсате и питательной воде, с внутренней стороны , как правило, не загрязняются. Рис . 10.12. Теплообменная трубка с загрязнением на внутренней поверхности При загрязнении конденсаторов с водяной стороны ухудшение вакуума происходит как из-за увеличения термического сопротивления вследствие загрязнения, так и за счет сокращения расхода воды через конденсатор из-за повышения его гидравлического сопротивления. Загрязнение конденсаторов приводит к значительным перерасходам топлива, а в ряде случаев— к ограничению мощности турбины. Кроме того, образующиеся в конденсаторах отложения интенсифицируют коррозионные процессы в металле трубок, а содержащиеся в воде абразивные твердые взвеси (песок, зола) вызывают эрозионно-коррозионный износ трубок Загрязнение поверхности теплообмена подогревателей сетевой воды приводит к возрастанию фактического относительного недогрева по сравнению с его нормативным значением, и, следовательно, либо к необходимости повышения давления пара в камерах отборов турбины и расхода пара на подогреватели для сохранения величины нагрева сетевой воды, либо к снижению температуры прямой сетевой воды, если возможности повышения давления в отборе пара исчерпаны. При необходимости поддержания установкой заданной тепловой нагрузки загрязнение поверхности теплообмена подогревателей вызывает снижение внутренней электрической мощности турбины и соответствующий этому снижению перерасход топлива. Под механическими загрязнениями понимается засорение трубок и трубных досок щепой, травой, листьями, землей , песком, водорослями, ракушками, рыбой и т. д. Эти загрязнения носят явно выраженный сезонный характер и особенно усиливаются весной и осенью. Механические загрязнения особенно опасны тем, что, в отличие от остальных видов загрязнений, нарастающих постепенно, могут весьма быстро перекрыть проходное сечение трубной доски и почти полностью прекратить доступ охлаждающей воды в трубки конденсатора , вызвав тем самым аварийный останов турбины. Это может произойти, в частности, в результате прорыва очистных сеток в период паводка или из-за неудовлетворительного состояния водоприемных сооружений . На станциях, где конденсаторы охлаждаются морской водой, аварии такого типа наблюдаются в период штормов на море. Под накипными загрязнениями конденсаторов понимаются отложения на внутренней поверхности конденсаторных трубок слоя накипи, создающей большое термическое сопротивление теплопередаче. Выпадение слоя накипи происходит, как правило, при охлаждении конденсаторов минерализованной водой, содержащей соли временной жесткости. Часть этих солей, находящихся в воде в растворенном состоянии, в определенных условиях распадается с образованием слоя накипи на стенках трубок и водяных камер конденсаторов . Такие условия обычно создаются в оборотных системах водоснабжения, где из-за испарения и уноса воды, а также подпитки системы водой, содержащей соли, солесодержание циркуляционной воды растет и при достижении предельного значения карбонатной жесткости начинается распад бикарбонатов с отложением солей. Растворимость в воде бикарбонатов зависит от температуры воды и наличия в ней определенного количества свободного углекислого газа (рис. 10.13). При повышении температуры или уменьшении содержания в воде СО происходит распад бикарбонатов с выпадением солей кальция и магния в виде осадка: В схемах замкнутого водоснабжения создаются особо благоприятные условия для выпадения накипи, поскольку этому способствует температурный режим таких систем. Повышение температуры воды не только уменьшает возможную концентрацию солей временной жесткости, но и снижает растворимость в воде углекислого газа (рис. 10.14), что, в свою очередь, способствует образованию накипи. Рис . 10.13. Зависимость между карбонатной жесткостью воды и содержанием в ней свободной двуокиси углерода Рис . 10.14. Растворимость углекислого газа в воде в зависимости от температуры При этих условиях происходит распад лишь той части бикарбонатов, которая превышает предельную концентрацию этих соединений, определяемую совокупностью всех факторов, влияющих на ее значение. Распад бикарбонатов уменьшает концентрацию солей временной жесткости и насыщает раствор углекислотой , что приводит к образованию нового равновесного состояния. Это равновесное состояние при увеличении температуры воды, повышении солесодержания или потере свободного углекислого газа может вновь нарушиться, что приведет к выпадению дополнительного количества карбонатов в виде твердого осадка. Накипные отложения очень прочно соединяются с металлом трубок теплообменных аппаратов и могут значительно ухудшить теплопередающую способность трубок. Биологические загрязнения представляют собой отложения на внутренней поверхности трубок конденсаторов и маслоохладителей живых простейших микроорганизмов и водорослей, называемых биологическими обрастаниями Биологические обрастания вызывают значительное дополнительное сопротивление теплопередаче. При наличии благоприятных температурных условий бактерии и водоросли могут размножаться, вызывая увеличение толщины обрастания. Обычно загрязнения органического происхождения состоят из нескольких видов растений и микроорганизмов с преобладанием одного какого-либо вида. Наиболее распространенным и существенным компонентом биологических загрязнений являются различные бактерии. При наличии в охлаждающей воде железа наблюдается развитие железобактерий, которые способны очень быстро размножаться Присутствие в воде сульфатов способствует появлению серобактерий и сульфатовосстанавливающих бактерий, которые к тому же могут способствовать интенсивной коррозии трубок. Заселение трубок конденсаторов и маслоохладителей микроорганизмами происходит постепенно и начинается с осаждения на трубках каких-либо механических частиц или водорослей. Обычно органические отложения в конденсаторах имеют вид илистой, слизистой или желатиноподобной пленки серо-зеленого или бурого оттенка и нередко обладают неприятным запахом. Интенсивность обрастания трубок зависит, разумеется, от степени загрязненности воды органическими веществами , а также и от того, насколько благоприятны в конденсаторе условия для жизнедеятельности микроорганизмов и водорослей. Исследованиями установлено, что на чистой металлической поверхности латунных трубок микроорганизмы не поселяются, что может быть объяснено токсическим действием меди на микроорганизмы . Существенное влияние на интенсивность обрастания конденсаторных трубок оказывают температурные условия. Опыт эксплуатации показывает, что иногда зимой обрастание происходит более интенсивно , чем летом. Объясняется это, по-видимому, тем, что в холодное время температурные условия в конденсаторе (10―20 °С) наиболее благоприятны для развития бактерий, в то время как летом температура стенок трубок может достигать 40 °С и выше. При этой температуре большинство микроорганизмов погибает. Интенсивность обрастания трубок по ходам воды в конденсаторе также неодинакова и изменяется в зависимости от времени года. Зимой наиболее интенсивное обрастание трубок можно наблюдать в последних ходах , тогда как в жаркое время обрастание последних ходов может быть менее интенсивно, чем первого хода. Наличие слизистых отложений внутри трубок способствует прилипанию к поверхности песчинок, частиц ила и других механических примесей, которые при наличии чистых трубок были бы смыты потоком воды, проходящей через конденсатор. Все эти обстоятельства требуют разработки эффективных мероприятий по предотвращению и устранению биологических загрязнений конденсаторов и маслоохладителей. Загрязнение теплообменных аппаратов, как правило, происходит внутри теплообменных трубок. Однако в отдельных случаях наблюдается загрязнение и межтрубного пространства аппаратов. Загрязнение конденсаторов с паровой стороны может существенно снизить вакуум. Так как образование отложений на паровой стороне трубок принято считать маловероятным, то осмотр трубок зачастую не производится даже во время капитальных ремонтов. Поэтому годами это явление остается необнаруженным, хотя постепенное ухудшение вакуума, несмотря на принимаемые меры по борьбе с присосами воздуха и загрязнением трубок с внутренней стороны, указывает на возможность загрязнения охлаждающей поверхности с паровой стороны. Исследования , проведенные на некоторых станциях, где наблюдались подобные явления (Закамская ТЭЦ, Шатурская ГРЭС и др.), показали, что загрязнения трубок конденсаторов с паровой стороны состоят в основном из сульфит-фенольных отложений и являются результатом применения сульфитирования воды. Однако в связи с переходом ТЭС на другие водно-химические режимы (нейтрально-кислородный, гидразино- аммиачный ) вероятность загрязнения трубок конденсатора с паровой стороны снижается. Для предотвращения отложений на внутренней поверхности трубок теплообменных аппаратов применяются способы , основанные на различных физико-химических принципах и эффективные для борьбы с конкретными отложениями различной природы. Для предотвращения минеральных отложений на поверхностях теплообмена часто используются такие способы , как: подкисление воды; известковое умягчение подпиточной воды; обработка воды фосфатами и комплексонами типа этилендифосфоновой кислоты (ОЭДФ); непрерывная механическая очистка пористыми шариками. Наиболее известны следующие безреагентные способы предотвращения отложений: электромагнитная обработка; ультразвуковая обработка; импульсный электрогидравлический способ. Безреагентные способы обработки поверхностей теплообмена, являясь перспективными с точки зрения своей экологической чистоты и низкой стоимости, пока еще недостаточно разработаны. Как показывает опыт эксплуатации , их применение эффективно в основном для малопроизводительных (небольших) теплообменников . Если предотвратить загрязнение невозможно, прибегают к различным видам очистки, позволяющим восстановить чистоту трубок поверхности теплообмена аппарата. Способы очистки аппаратов от загрязнений рассматриваются в гл.11. ПТЭ также регламентирует требования к охлаждающей воде и конденсату . Водно-химический режим электростанции должен обеспечивать работу основного и вспомогательного оборудования без повреждений и снижения экономичности, вызванных образованием накипи и отложений на теплопередающих поверхностях, в том числе на трубках конденсаторов турбин. Качество конденсата турбин должно отвечать следующим нормам: общая жесткость не должна превышать, мкг-экв/кг, для прямоточных котлов (до конденсатоочистки) 0,5 для котлов с естественной циркуляцией (в зависимости от давления и вида топлива) 1,0―3,0 содержание растворенного кислорода после конденсатных насосов, мкг/кг не более 20 удельная электрическая проводимость конденсата турбоустановок с прямоточными котлами, мкОм/см не более 0,5 Система технического водоснабжения должна обеспечивать бесперебойную подачу охлаждающей воды требуемого качества в необходимом количестве, предотвращение загрязнения конденсаторов турбин и систем технического водоснабжения при выполнении требований охраны окружающей среды. Выбор профилактических мероприятий по предотвращению образования отложений в трубках конденсаторов турбин , коррозии, обрастания систем водоснабжения, цветения воды или зарастания водохранилищ- охладителей водной растительностью определяется местными условиями, их эффективностью, допустимостью по условиям охраны окружающей среды и экономическим соображениями. В случае накипеобразующей способности охлаждающей воды (повышенной карбонатной жесткости) в зависимости от системы водоснабжения электростанции должна проводиться обработка воды (продувка, подкисление либо фосфатирование, или комбинированная обработка, а также организация водообмена в источнике подпитки оборотного водоснабжения с водохранилищами-охладителями). При невозможности понижения карбонатной жесткости охлаждающей воды до требуемого значения должны предусматриваться установки по кислотным промывкам конденсаторов и по очистке промывочных растворов. Оптимизация сроков очистки теплообменных аппаратов Если мероприятия по предотвращению загрязнения трубок поверхности теплообмена не дают результата, для восстановления чистоты необходимо прибегнуть к очистке аппарата. Систематический контроль чистоты поверхности аппаратов и осуществление их периодической очистки в оптимальные сроки имеют большое значение для эффективной эксплуатации теплообменных аппаратов Как отмечалось ранее, согласно ПТЭ, очистка трубок конденсатора должна проводиться при ухудшении вакуума по сравнению с его значением по нормативной характеристике на 0,5 кПа. В УГТУ―УПИ разработана методика определения оптимальных сроков очистки и контроля состояния поверхности конденсатора, основанная на определении срока, при котором потери, связанные с проведением чистки , будет окупаться выигрышем от работы при более чистой поверхности конденсатора, т. е. при работе с более глубоким вакуумом. Затраты, связанные с проведением очистки, складываются из потерь от недовыработки мощности на турбине в периоды очистки, затрат на замыкающую электроэнергию в период чистки и собственно затрат на очистку трубок конденсатора и составляют где В — затраты на чистку, руб.; — нормативное абсолютное давление в конденсаторе, соответствующее мощности турбоустановки в период чистки , МПа; — абсолютное давление в конденсаторе при отключении на чистку одной половины или одного из корпусов конденсатора , МПа; Δ N — поправка к мощности турбины при изменении давления в конденсаторе на 1⋅10 МПа, МВт / МПа; b — удельный расход топлива на станции (турбоустановке), соответствующий мощности турбоустановки в период очистки конденсатора, кг/(МВт⋅ч); с — стоимость 1 кг условного топлива, руб/кг; t — продолжительность очистки конденсатора, ч; r — стоимость одной очистки конденсатора, руб. Выигрыш от работы при более чистой поверхности конденсатора В составит (в рублях) где Δр — изменение давления в конденсаторе за период между очистками, МПа; b — удельный расход топлива при номинальной нагрузке турбоустановки, кг / (МВт⋅ч); п — период времени между очистками конденсатора, сут. Изменение давления удобно выразить в относительных единицах через темп изменения давления: где , ― значения давлений, соответствующие нормальной работе конденсатора при заданных условиях и той наилучшей чистоте, которая может быть получена в условиях конкретной электростанции, МПа; , — давления, измеренные в первоначальный момент времени и через некоторый промежуток времени, МПа ; τ — период времени между двумя последовательными измерениями давления, сут (рекомендуется 5―7 сут). Оптимальный интервал между очистками конденсатора (при принятом условии В = В ) определяется из уравнения где В = В ; ; Полученным выражением для определения оптимального срока очистки конденсатора рекомендуется пользоваться в период непрерывной эксплуатации турбоагрегата. В тех случаях, когда представляется возможным (во время ремонта либо останова турбоагрегата) провести очистку конденсатора без дополнительных потерь, кроме собственно затрат на очистку, оправданы отступления от периодичности, определяемой приведенным выше выражением. На рис 10.15 в качестве примера приведен график для определения оптимального срока очистки конденсатора. Рис . 10.15. Оптимальный срок очистки конденсатора в зависимости от температуры охлаждающей воды на входе ( t ) и темпа изменения давления (δ p ) Чистота поверхности трубных пучков подогревателей сетевой воды является одним из основных факторов, определяющих эффективность работы аппаратов в условиях эксплуатации. Используемый ОРГРЭС способ оценки состояния поверхности нагрева подогревателя сетевой воды базируется на определении величины коэффициента чистоты β, вычисляемой по соотношению где Δ t ― фактический нагрев сетевой воды в подогревателе, С; δ t , δ t ― расчетный и фактический недогрев сетевой воды, С. Фактический недогрев сетевой воды в подогревателе определяется как разность между температурой насыщения , соответствующей измеренному давлению пара в корпусе подогревателя, и измеренной температурой воды на выходе из подогревателя, т.е. δ t = t – t Расчетный недогрев определяется как разность между расчетной температурой насыщения пара в подогревателе и фактическим значением температуры воды на выходе из подогревателя, т.е. δ t = t – t Расчетной температурой насыщения можно считать температуру, при которой с точностью в пределах ±1% соблюдается соотношение где G — расход сетевой воды, кг/с; с — теплоемкость сетевой воды, кДж/(кг К); K — расчетный коэффициент теплопередачи аппарата, Вт/(м К); F — площадь поверхности нагрева подогревателя, м ; — расчетная среднелогарифмическая разность температур, С; Δ t — нагрев сетевой воды, С. Расчетная среднелогарифмическая разность температур вычисляется по зависимости где t — расчетная температура насыщения пара в подогревателе. Расчетный коэффициент теплопередачи определяется как сумма термических сопротивлений по формуле (1.25). Коэффициент теплоотдачи от стенок трубок к сетевой воде: где w — скорость воды в трубках, м/с; d — внутренний диаметр трубок, м; — средняя температура воды, Коэффициент теплоотдачи от пара к стенкам трубок: — для вертикальных подогревателей — для горизонтальных подогревателей где Н— длина трубок между двумя соседними перегородками, м; z — максимальное количество рядов трубок по вертикали в диаметральном сечении пучка горизонтальных трубок ; d — наружный диаметр трубок, м; t — температура стенки трубок, t = ( t + t )/ 2. Коэффициент чистоты β зависит не только от состояния поверхности теплообмена подогревателя, но и незначительно от режима его работы, характеризуемого расходом сетевой воды, что приближенно выражается зависимостью где β — коэффициент чистоты подогревателя при расходе, отличающемся от номинального; β — коэффициент чистоты подогревателя при номинальном расходе сетевой воды; —относительный расход сетевой воды, G / G ; G , G ― фактический и номинальный расход сетевой воды соответственно; n ― показатель степени, равный 0,25 для вертикальных подогревателей и 0,17 для горизонтальных подогревателей Значения коэффициента β для сетевых подогревателей с латунными трубками должны находиться в пределах от 0,75 до 0,85. Более низкие значения свидетельствуют о неудовлетворительном состоянии поверхности нагрева подогревателя. Достоинством приведенной методики контроля состояния поверхности теплообмена сетевых подогревателей является ее простота, однако, для полноты информации необходимо дополнить определение величины коэффициента чистоты расчетом потери экономичности работы турбоустановки в целом. Основной особенностью установки для подогрева сетевой воды теплофикационных турбин , состоящей из двух последовательно включенных по воде сетевых подогревателей, является ее прямая взаимосвязь с турбиной , как с точки зрения режимов работы, так и экономичности всей турбоустановки. Вывод установки подогрева сетевой воды из эксплуатации для очистки влечет за собой затраты, величина и структура которых зависит как от продолжительности очистки, так и от способа ее организации. Так, например, для установки подогрева сетевой воды теплофикационных турбин УТЗ, предусматривающей возможность отключения по воде только верхнего подогревателя сетевой воды, указанные затраты будут обусловлены главным образом снижением внутренней электрической мощности турбины Δ N при переходе от двух- к одноступенчатой схеме подогрева сетевой воды, т.к. вся тепловая нагрузка во время очистки будет приходиться на один нижний сетевой подогреватель. При расчете окончательной стоимости проведения очистки могут быть уточнены и другие факторы (расход электроэнергии на очистку, стоимость реактивов, заработная плата персонала и т.д.). С другой стороны, в результате восстановления чистоты поверхности теплообмена может быть получена экономия, за счет которой окупятся затраты, произведенные во время очистки УГТУ―УПИ разработана методика, согласно которой полное снижение внутренней электрической мощности турбины Δ N , связанное с изменением состояния подогревателя сетевой воды при работе в режиме одноступенчатого подогрева сетевой воды, составит где — изменение внутренней мощности турбины вследствие изменения расхода пара в подогреватель; — изменение внутренней мощности турбины вследствие изменения давления в отборах турбины. Определение величин и производится с учетом тепловой схемы турбины, характеристики промежуточного отсека, а также коэффициентов удельной выработки электроэнергии соответствующих отборов (коэффициентов теплоценности). Расходы и теплосодержания потоков пара и воды определяются с привлечением данных испытаний, проведенных в конкретных условиях эксплуатации турбоагрегата. Величина перерасхода топлива, обусловленная полученным значением Δ N , определяется по выражению (при работе по электрическому графику) где Δ B — перерасход топлива на очистку, т у.т.; b — удельный расход топлива турбоагрегатом; τ — продолжительность очистки. Экономия , полученная от восстановления чистоты поверхности теплообмена может быть рассчитана по выражению где — экономия от восстановления чистоты поверхности, т у.т.; μ — коэффициент пропорциональности; Δ t — расчетный нагрев сетевой воды; Q — расчетная тепловая нагрузка сетевого подогревателя; — изменение относительного недогрева (разница между нормативным и фактическим значениями, осредненная за год); n — продолжительность периода работы между очистками. Выбирая величину n таким образом, чтобы затраты на проведение очистки окупались полученной экономией (т.е. = ), получим оптимальное время между очередными очистками, сут В качестве примера на рис 10.16 представлена номограмма для определения оптимальных сроков очистки сетевого подогревателя турбины Т-100/110-130 применительно к условиям СУГРЭС. Рис . 10.16. Номограмма для определения оптимального срока очистки подогревателей сетевой воды турбины Т-100/110-130 Расход сетевой воды G = 2500м /ч; температура обратной сетевой воды t : 1 — 40; 2 — 50; 3 — 60 С Контроль состояния поверхности теплообмена сетевых подогревателей ведется по величине условного коэффициента чистоты β в зависимости от измеренных значений температуры обратной сетевой воды и давления в корпусе верхнего сетевого подогревателя (Р ). Значение β = 1 соответствует чистой поверхности подогревателя , когда величина относительного недогрева равна своему нормативному значению. По величине фактического давления в верхнем сетевом подогревателе при конкретной температуре обратной сетевой воды по кривым правого верхнего квадранта находится величина коэффициента чистоты β, по которому можно судить как о чистоте поверхности теплообмена, так и о качестве проведенной очистки. Результаты расчета отклонения относительного недогрева подогревателей от нормативного значения в диапазоне изменения от 0,01 до 0,1 с точностью 1 % аппроксимированы зависимостью (при условии Q = const). нанесенной в правом нижнем квадранте номограммы. Срок очистки, то есть интервал времени, отсчитываемый от предыдущей очистки, определяется по соответствующей кривой левого нижнего квадранта номограммы в зависимости от полученного значения β и температуры обратной сетевой воды. |