Установка ПГУ-325

Содержание

1 Краткая характеристика оборудования и сооружений ГРЭС

1.1 Главный корпус

1.2 Топливоснабжение ГРЭС

2 Описание тепловой схемы энергоблока 300 МВт Ириклинской ГРЭС

3 Описание конденсационной установки турбины К-300-240 ЛМЗ

4 Обеспечение гидравлической плотности конденсатора

5. Методы выявления неплотности вакуумной системы конденсационной установки при работе турбины

6 Способы очистки конденсаторных труб от отложений

7. Расчетные показатели работы конденсационной установки

8. Обслуживание конденсационной установки во время работы

9. Методика расчета сроков очистки конденсаторов

10. Расчёт срока чистки конденсатора турбины ИриклинскойГРЭС

11. Система циркуляционного водоснабжения

12. Экологические аспекты технического водоснабжения

13. Безопасность проекта

14. Электротехническая часть

Заключение

Список использованных источников литературы

Приложение А

Приложение Б

Введение

Технология производства электрической и тепловой энергии на современных паротурбинных электростанциях сложна и трудоемка. Сложность энергетического производства обусловлена насыщенностью технологического цикла большим количеством разнообразного оборудования, дорогостоящего в изготовлении и монтаже, тяжелого в эксплуатации и трудоемкого в ремонте.

Из всех звеньев технологической цепочки особо сложным является тепловая схема электростанции. Усложнение проходило поэтапно, как следствие реализации результатов исследований тепловой экономичности паротурбинных установок.

Основой повышения тепловой экономичности электростанции было и является совершенствование её паросилового цикла. Простейшая паросиловая установка, состоящая из парогенератора, турбины, конденсатора и насоса, работающего по циклу Ренкина, характеризовалась предельной простатой, разумеется, относительной, но имела очень низкий КПД. Современная паросиловая установка, работающая по регенеративному циклу, имеет достаточно высокий КПД, но сложна, громоздка и дорогостоящая. Повышение тепловой экономичности цикла путем достигнуто путем усложнения и удорожания паросиловой установки.

Переход с низких и средних на высокие и за критические параметры, и создание энергоагрегатов большой единичной мощности (до 1200 МВт) привело к увеличению количества выхлопов турбины и корпусов конденсатора, вследствие чего поверхность охлаждения, размещенная в одном корпусе, возросла в конденсаторах турбин примерно в пять раз от 3000 до16000 м?.

Такое увеличение поверхности охлаждения в одном корпусе конденсатора было достигнуто без понижения среднего коэффициента теплопередачи при конденсации пара на очень крупных пучках горизонтальных труб. Этому способствовали проведенные ВТИ исследования рабочего процесса конденсаторов, позволившие установить принципы рациональной компоновки их поверхности охлаждения, обеспечивающий эффективное ее использование при больших размерах трубного пучка. Было показано и экспериментально подтверждено путем реконструкции большого числа промышленных конденсаторов, что наиболее целесообразно двух зонное выполнение поверхности охлаждения с ленточной компоновкой основной массы их трубок и трапецеидальной воздухоохладительной секцией. Это подтвердили также испытания новых крупных конденсаторов, разработанных отечественными турбостроительными заводами с учетом результатов проведенных исследований.

Если путем рациональной компоновки трубного пучка оказалось возможным преодолеть отрицательное влияние на теплопередачу значительного увеличения размеров трубных пучков, размещенных в одном корпусе конденсатора, и даже немного увеличить коэффициент теплопередачи, то существенная дальнейшая интенсификация теплообмена в конденсаторе таким путем не может быть достигнута. На практике реализуется еще возможность углубления вакуума или уменьшения требуемой поверхности охлаждения конденсатора при том же вакууме путем разделения его на секции с разными давлениями в их пара, но при этом выигрыш достигается не в результате интенсификации теплообмена, а вследствие большой термодинамической эффективности ступенчатой конденсации отработавшего пара турбины.

Отсутствие проверенного метода интенсификации теплообмена в конденсаторах паровых турбин при хорошем состоянии их поверхности охлаждения повышает значимость оснащения конденсаторов устройствами для постоянной очистки трубок от отложения содержащихся в охлаждающей воде примесей (минеральных, органических и твердых веществ), тем более что качество охлаждающих вод в последние годы ухудшается.

Загрязнение конденсаторов с водяной стороны является наиболее частой причиной ухудшения вакуума. При этом ухудшение вакуума происходит как вследствие увеличения термического сопротивления за счет загрязнения трубок, так и за счет некоторого сокращения расхода воды через конденсатор вследствие повышения гидравлического сопротивления конденсатора.

Важнейшей эксплуатационной задачей является предотвращение загрязнения конденсаторов паровых турбин, а в случае его возникновения - изыскания способов очистки конденсаторов с минимальными затратами труда и по возможности без ограничения нагрузки. Интенсивность загрязнения конденсаторов зависит в основном от качества охлаждающей воды, типа водоснабжения, времени года и условий эксплуатации системы циркуляционного водоснабжения. Хорошо поставленный периодический контроль за работой конденсационной установки позволяет практически безошибочно определять причины ухудшения вакуума и находить правильные решения по их устранению.

Ухудшение вакуума в нормально работающем турбоагрегате происходит, как правило, достаточно медленно, что позволяет тщательно проанализировать показания приборов и даже произвести необходимые анализы и дополнительные испытания. Исключения составляют случаи быстрого, катастрофического падения вакуума, следствием чего может быть аварийный останов турбоагрегата.

Определение причин медленного ухудшения вакуума на сравнительно большую величину производится путем анализа эксплуатационных данных и сравнения их с результатами эталонных испытаний.

1 Краткая характеристика оборудования и сооружений ИГРЭС

1.1 Главный корпус

Главный корпус Ириклинской ГРЭС представляет собой совмещенный вариант котельного и машинного отделений с деаэраторной этажеркой между ними, выполнен в сборном железобетоне из элементов колонн и ригелей со стеновым заполнением панелями ПСА, с шагом колонн в продольном направлении 12 м.

Пролет машзала - 45 м. Пролет деаэраторной этажерки - 12 м. Пролет котельного отдаления первой очереди - 33 м. Пролет котельного отделения второй очереди - 39 м. компоновка основного оборудования - блочная.

В бесподвальном котельном отделении расположены 2 котлоагрегата ПК-41 и 2 котлоагрегата ТГМП-114 в двухкорпусном исполнении, 4 котлоагрегата ТГМП-314 однокорпусного исполнения с ремонтной площадкой между 1 и 2 очередями и блоков 6-7.

Для проведения ремонтных работ котельное отделение оборудовано двумя мостовыми кранами 1 очереди и двумя 2 очереди грузоподъемностью 50/10 тонн. На каждый котлоагрегат 1 очереди и два котлоагрегата 2 очереди смонтированы грузопассажирские лифты грузоподъемностью 1000 кг.

За рядом "Г" котельного отделения на открытой площадке расположены регенеративные воздухоподогреватели, дутьевые вентиляторы и дымососы с газовоздуховодами. Для отвода газов и обеспечения ПД концентрации вредных выбросов на уровне дыхания на четыре блока 1 очереди установлены 2 железобетонные дымовые трубы высотой 180 м, для котлов 2 очереди установлена дымовая труба высотой 250 м. В машинном зале расположены; турбоагрегаты К-300-240 Ленинградского металлического завода с генератором ТВВ-320-2 объединения "Электросила". В конденсационном отделении машзала под отметкой. 0,6 м расположены циркуляционные водоводы, трубопроводы технического водоснабжения, насосы и трубопроводы конденсационных установок.

Выше отметки 0,6 м расположены питательные насосы, подогреватели высокого и низкого давлений, насосы маслоснабжений турбогенераторов, бойлерные установки и другое вспомогательное оборудование блоков. Машинное отделение оборудовано двумя мостовыми кранами грузоподъемностью 125/20 тонн, имеет четыре ремонтные площадки: у западного торца, между блоками № 5,6; между блоками № 6,7 и у вос-точного торца.

На отметке - 2.7 м блока № 1 установлены два сетевых насоса теплоснабжения поселка и промплощадки. На отметке 0,0 м блока №4 установлены два насоса станционного отопления и тепличного хозяйства. В осях деаэраторной этажерки расположены растопочные расширители, деаэраторы, питательные трубопроводы, паропроводы острого пара и промперегрева с импульсно-предохранительными устройствами, вспомогательные трубопроводы, на отметке 0,5 м блочные обессоливающие установки (БОУ).

У первой оси на отметке 9,6 м расположен ЦЩУ, между каждыми двумя осями расположены БЩУ (один на два блока).

Аэрация главного корпуса выполнена приточно-вытяжной. Приток свежего воздуха осуществляется в зависимости от температуры наружного воздуха:

а) через фрамуги световых проемов ряда "А";

б) через фрамуги световых проемов ряда "Б" на отм. 30,0 м;

в) через калориферы, встроенные в стенку ряда "Г";

г) открытием фрамуг аэрационного фонаря котельного отделения.

Расположение блоков в осях колонн:

Блок № 1 в осях 3-4; Блок № 2 в осях 8-12; Блок № 3 в осях 12-16; Блок № 4 в осях 16-20; Блок № 5 в осях 21-25; Блок № 6 в осях 25-29; Блок № 7 в осях 30-34; Блок № 8 в осях 34-38.

Главный корпус ГРЭС имеет 39 осей.

1.2 Топливоснабжение ГРЭС

Основным топливом Ириклинской ГРЭС является природный газ, поступающий по отводу от магистрального газопровода "Бухара-Урал" через газораспределительную станцию (ГРС-5) ", а также мазут марок М-100 и М-40 с содержанием серы до 3.5°/о, поступающий железнодорожным путем с нефтеперерабатывающих заводов Орска, Омска.

Для бесперебойного снабжения котлоагрегатов подогретым и отфильтрованным мазутом на ГРЭС имеется мазутное хозяйство

Поступающие цистерны подаются по 26 штук с каждой стороны 2-х эстакад (104 цистерны одновременно). Ввиду низкой температуры застывания сливаемого мазута (+10 - +25 °С), производится его разогрев открытой подачей пара 13 ата в цистерны через гусаки.

Мазут сливается в приемно-сливные лотки, где подогревается змеевиками до 45-50 °С и самотеком через фильтр сетки, гидрозатворы поступает в 2 приемные емкости по 600 м^З каждая, из которых погруженными насосами перекачивается в основные (расходные) резервуары. В расходных резервуарах мазут подогревается до 70-80 °С и поступает на всас 4-х насосов первого подъема производительностью по 350 м^З/час каждый, давлением 6 кг/см² подающих мазут к насосам второго подъема, а также обеспечивающих циркуляционный разогрев и перемешивание мазута в резервуарах.

После насосов первого подъема мазут проходит через подогреватели, где его температура повышается до 140-150 °С, сетчатые фильтры с ячей-кой 1,5 мм и поступает на всас 4-х насосов 2 подъема производительностью по 240 м^З/час, напор 60 кг/см². От насосов второго подъема мазут по двум мазутопроводам диаметром 325х8 проложенными на эстакаде подается в главный корпус через постоянный торец по ряду "Г".

С тупиков мазутопроводов и с мазутных колец каждого котлоагрегата предусмотрена частичная рециркуляция мазута на мазутохозяйство по мазутопроводу сечением 108х4 мм.В настоящее время мазутохозяйство имеет 10 основных (расходных) резервуаров емкостью 10000 м^З каждый.

Система газоснабжения ГРЭС включает в себя: газопроводы высокого давления, ГРП-1,2,газопроводы среднего давления, газооборудование котлов №1-8.

Газ от ГРС к ГРП-1,2 поступает по двум газопроводам высокого давления Ду-500 мм. После ГРП-1,2 газ по двум газопроводам среднего давления Ду-1000 мм поступает в коллектор котельного отопления Ду-1200 мм, расположенный с наружной стороны ряда "Г".

Газоснабжение котлоагрегатов выполнено по отходящим от коллектора газопроводам с отключающей арматурой;

для блоков № 1-4 Ду-500 мм

для блоков и 5-8 Ду-600 мм.

Газопроводы среднего давления надземной прокладки имеют отключающую арматуру после ГРП и перед обще станционным коллектором. Пропускная способность ГРП-1,2 640000 нм?/ч газа по 320000 мм?/ч на ГРП

1.2.1Основное оборудование ГРП

- отключающая арматура на входе и выходе;

- висциновые фильтры - 3 шт.;

- три нитки регуляторов производительностью 160000 м^З/ч каждая;

- предохранительные клапаны байпаса ГРП - 3 шт.;6 шт. на выходном коллекторе;

- выходной коллектор Ду-1200 мм;

- байпасы ГРП 1,2, байпасы ниток.

Расчетное давление перед ГРП 11,11 кг/см², на выходе ГРП -1,13 кг/см².

1.3 Водоснабжение ГРЭС

Источником водоснабжения является Ириклинское водохранилище на реке Урал.Система водоснабжения оборотно-прямоточная. Нормальный подпорный уровень водохранилища 245,0 м над уровнем моря. При этом средняя глубина воды на использованном участке водохранилища составляет 18,0 м.

Площадь зеркала водохранилища, участвующего в системе охлаждения нагретой воды, прошедшей через конденсатор турбины, около 29,0 км².

В связи с сильно меняющимся в течение года уровнем воды в водохранилище подачу воды на ГРЭС предусмотрено осуществлять по двухступенчатой схеме. Вода из водохранилища забирается насосной станцией первого подъема при отметках в водохранилище ниже 243,0 м и подается к двум блочным насосным станциям второго подъема.

При отметках в водохранилище выше 244,0 м подвод воды к блочным насосным станциям второго подъема осуществляется через специальные водоводы, совмещенные с насосной станцией первого подъема. При уровне в водохранилище менее 244,5 м вода через глубинный водозабор забирается насосной 1 подъема и подается в промежуточный бассейн с отметкой по дну 238,0 м (промбъеф). Нормальный уровень воды в промбьефе 244,5 м, скорость воды в бассейне - 0,2 м/мин. Максимальный уровень в промбьефе - 249,0 м.

На участке сопряжения закрытых железобетонных каналов с открытым предусмотрено сооружение полигонального слива, обеспечивающего сифон в конденсаторах турбин. Закрытые железобетонные каналы заканчиваются ограждающейся сеткой с отметкой ниже 247,5 м.

Отметка бетонированного дна сооружения полигонального слива 242,55 м. Ширина сливного фронта 215 м. Открытый отводящий канал длиной 2700 м.

Все сооружения тех.водоснабжения ГРЭС запроектированы и сооружены из расчета на пропуск 84 м^З/сек воды, обеспечивающих работу ГРЭС на полную мощность 2400 МВт.

На береговой насосной первого подъема установлено девять циркуляционных насосов типа ОП-2-145Э по одному насосу на каждый блок и один резервный, максимальной производительностью 36000 м^З/ч. При уровне воды в водохранилище выше 244,5 м подвод воды в промбьеф осуществляется самотеком через специальные водоводы помимо насосов.

На напоре насосов установлены обратные клапаны, самотечные водоводы перекрываются дисковыми затворами.

На берегу промежуточного бассейна в непосредственной близости от ГРЭС сооружены две береговые блочные насосные станции 2 подъема, каждая на четыре блока. На каждый блок установлены два циркуляционных насоса типа ОП5-110, которые по металлическим водоводам Ду-1800 мм подают воду в конденсатор турбин. Максимальная производительность насосов - 23760 м?/ч. Сброс воды из конденсаторов турбин и после основных эжекторов осуществляется по металлическим водоводам Ду-1800 мм в четыре закрытых железобетонных каналах сечением 4,2х3 м. Каждый канал отводит воду от двух блоков в сторону постоянного торца.

Ширина сливного фронта 215 м. Отводящий открытый канал длиной 2700 м заканчивается скальным порогом.

Максимальный расход охлаждающей воды в летний период 288000 м³/час.

Часть воды, поступающая от ЦН, отбирается подъемными насосами эжекторов (ПНЭ) на эжектора, а также используется на охлаждение масла, или ОМТИ, генератора, электродвигателя ПЭН и вспомогательных механизмов по блокам.

Сырая вода на химводоочистку и пожарный водовод может подаваться с напора ПНЭ блоков № 1-8, насосами сырой воды 2 подъема 2 шт. через подогреватели сырой воды 2 шт. и охладители загрязненного конденсата или из сливных циркводоводов блоков № 1,2, насосами сырой воды 1 подъема 2 шт. и насосами 2 подъема (или помимо них) по той же схеме.

1.4 Комплекс очистных сооружений

Включает в себя:

- очистку замазученых вод;

- очистку ливневых вод;

- очистку и нейтрализацию отмывочных вод РВП;

- очистку вод кислотных отмывок и промышленных стоков.

Производительность ОПК - 400 м³/час. Вода проходит следующую очистку: нефтеловушку, флотацию сернокислым алюминием от растворенных нефтепродуктов, после чего степень загрязненности снижается до 2-2,5 мг/л и далее через механические фильтры и фильтры активированного угля с содержанием нефтепродуктов 0,05-0,3 мг/л подается в ХВО или на 9-ю карту очистных хоз. бытовых стоков.

В насосную промстоков поступает:

- замасленная вода с отметки -2,7 м главного корпуса и с подшипников меха-низмов мазутного хозяйства;

- вода промканализации с ХВО, БНФС, которая откачивается насосами по-мимо шламонасосной на кислотный испаритель шламоотвала.

Шламоотвал состоит из 3-х секций. Общая емкость шламоотвала составляет (186м, 168м, 4м) 340 тыс.м³ Карта № 1 предназначена для накопления и отстоя сточных вод после отмывок РВП, карты 2,3 для вод, имеющих мех. примеси. Все три секции шламоотвала обнесены дамбой, по ко-торой проложены трубопроводы сброса сточных вод в карты шламоотвала. Сточные воды после отмывки РВП содержат токсичные вещества, поэтому дно и откосы секций ш/отвала покрыты асфальтом. Вода, после ее осветления на картах шламоотвала и в медленных фильтрах направляется на главный корпус для повторного использования или на поля орошения.

Кислотные испарители общей емкостью - 75 тыс.м^З (150мх150мх3м) - каждый. Испаритель разделен на 4 секции. Все 4 секции обнесены дамбой, по которой проходят трубопроводы сброса вод после кислотной промывки котлов дно испарителя покрыто асфальтом.

1.5 Главная электрическая схема ГРЭС

Главная электрическая схема ГРЭС включает в себя:

- систему шин 1110 кВ с выключателями и трансформаторами (1,2 и обходная) ;

- систему шин 220 кВ (1,2 и обходная) с выключателем и трансформатором.

Системы шин 220 кВ секционируются воздушными выключателями, на первую секцию работают энергоблоки № 1,2, на вторую секцию - энергоблоки № 3,4. Система шин 220 кВ связана через автотрансформаторы АТ-1,2 с системой: шин 110 кВ и через автотрансформаторы и 5,6 с системой шин 500 кВ.

ОРУ-500 кВ имеет две системы шин, на которые работает через автотрансформаторы блоки №5,6, через блочные трансформаторы блоки № 7,8 и отходят 2 ЛЭП-500 кВ, каждые два присоединения ОРУ-500 кВ подключены через 3 воздушных выключателя (полуторная схема). На блоках № 5-8 установлены генераторные воздушные выключатели 20 кВ между генератором и блочными трансформаторами. На блоках №1-4 установлены блочные ВВ-220 кВ, расположенные на ОРУ-220 между блочными трансформаторами и системами шин 220 кВ. При выводе блоков в ремонт с.н. блоки питаются:

- бл. 1-4 от РТСН-1,2 по резервной с.ш. (6 кВ)

- бл. 5-6 от собственных ТСН через АТ-5,6 (со стороны ОРУ-220 или 500кВ)

- бл. 7-8 от собственных ТСН через АТ-7,8 (со стороны ОРУ-500 кВ)

1.6 Химводоочистка ГРЭС

Для восполнения пароводяных потерь пароводяного тракта котлоагрегатов используется глубоко обессоленная вода. Для получения обессоленной воды используется оборудование химического цеха (ОУ). Производительность обессоливающей установки (ОУ) 320 т/час. Исходная вода из водохранилища подогретая до 30°С в ПСВ поступает в осветлители, где при помощи дозировки известкового молока и коагулянта происходит удаление в виде шлама, органических примесей, бикарбонатной жесткости, механических примесей. Далее осветленная вода через промежуточные баки насосами подается на механические фильтры, в количестве 8 фильтров, где происходит полное удаление всех механических примесей, что смогли проскочить после осветлителей. Вода, очищенная на механических фильтрах, подается в Н-катионитовые фильтры 1 ступени (8 фильтров), где происходит удаление катионов кальция, магния, натрия. Далее вода поступает на Анионитовые фильтры 1 ступени (6 фильтров), где происходит удаление анионов сильных кислот (серной, соляной, азотной) и вода поступает в декарбонизатор для удаления углекислоты. Уже частично обессоленная вода после декарбонизатора поступает в баки, затем насосами подается в Н-катионитовые фильтры 2 ступени (3 фильтра), где происходит удаление всех катионов, которые смогли проскочить после Н-катионитовых фильтров 1 ступени. Далее вода поступает на Анионитовые фильтры 2 ступени (4 фильтра), где происходит удаление анионов сильных кислот, которые смогли проскочить с ан. фильтров 1 ступени, и анионов слабых кислот (кремниевая, углекислота), и далее вода поступает в фильтры смешанного действия, для полного удаления всех катионов и анионов, что смогли проскочить в фильтрах 2 ступени. Вода с содержанием солей жесткости Ж=0,2 мкг-экв/кг, На=5 мг/кг, SO = 15 мкг/кг по 2-м т-м поступает в БЗК.

Все Н-катионитовые фильтры загружены фильтрующим материалом катионитом КУ-2, который способен производить обмен катиона водорода на катионы

(1)

Обменная емкость материала восстанавливается раствором серной кислоты с концентрацией 1,5-4%. Анионитовые фильтры 1 ступени загружены низкоосновным анионитом АН-31, который способен производить обмен гидроксильной группы ОН на анионы сильных кислот.

Анионитовые фильтры 2 ступени загружены сильноосновным анионитом АВ-17, который способен производить обмен всех анионов на гидроксильную группу ОН.

Обменная жидкость материала анионитовых фильтров восстанавливается раствором щелочи с концентрацией 3-4%

1.6.1 Блочная обессоливающая установка

Конденсат турбин, используемый для питания прямоточных котлов, не удовлетворяет нормам качества питательной воды, поэтому конденсат подвергается химическому обессоливанию. Установка дает возможность удалять из конденсата не только растворимые соли, которые вымываются из цикла блока и из-за присоса охлаждающей воды в конденсаторе, а также и продукты коррозии конструкционных материалов тракта питательной воды. В схеме БОУ установлены механические фильтры, загруженные сульфоуглем и служащие для удаления из конденсата загрязнении, находящихся во взве-шенном состоянии. Механические фильтры задерживая находящиеся в конденсате оксиды железа и другие взвеси улучшают качество кон-та и защищают от загрязнений иониты фильтров смешанного действия (ФСД). При подщелачивании питательной воды аммиаком содержащиеся в Конденсате окислы железа находятся в нерастворимой форме, преимущественно в коллоидном и мелкодисперсном состоянии. Для обессоливания конденсата установлены Ф.С.Д с выносной регенерацией фильтрующего материала.

В ФСД происходит удаление из конденсата всех растворимых солей. БОУ рассчитаны на 100% обработку кон-та турбин. Основной задачей водного режима котлоагрегата является обеспечение высокого качества питательной воды и выдаваемого им пара.

В условиях стационарной работы блока концентрация оксидов железа, меди в паре, поступающем в турбину, близки к значениям их растворимостей, т.е. пар начальных параметров, является насыщенным паровым раствором по отношению к этим веществам.

При расширении пара в турбине с уменьшением температуры и давления растворимость примесей в паре уменьшается.

Для оксидов железа и меди состояние пересыщения наступает на первых ступенях ЦВД и здесь начинается их выделение в твердую фазу, растворимость оксидов меди снижается быстрее, чем оксидов железа.

2. Описание тепловой схемы энергоблока 300 МВт Ириклинской ГРЭС

2.1 Паровой котел типа ТГМП-114

Прямоточный котельный агрегат ТГМП-314 (Таганрогский газо-мазутный типа ПП 950/255 гм) предназначен для сжигания газа и мазута. Котел на сверхкритические параметры пара с промежуточным перегревом, однокорпусный, выполнен для работы в блоке с конденсатной турбиной К-300-240.

Котел имеет П-образную компоновку и состоит из топочной камеры и опускной конвективной шахты, соединенных в верхней части горизонтальным газоходом. Стены топочной камеры экранированы трубами радиационных поверхностей нагрева; нижней радиационной части (НРЧ), средней радиационной части (СРЧ), верхней радиационной части (ВРЧ) и фронтового пароперегревателя. В верхней части топки и горизонтальном газоходе расположен горизонтальный ширмовый пароперегреватель (ширмы первой и второй ступени), а также экраны потолка и поворотной камеры. В опускной шахте, последовательно по ходу газов, размещены конвективная часть пароперегревателя сверхкритического давления (КПП ВД), три ступени пароперегревателя низкого давления и водяной экономайзер.

Топочная камера имеет прямоугольное сечение с размерами 17300х8650мм. Кратность размеров по ширине и глубине топки позволила применить один тип трубных панелей для фронтового, заднего и боковых экранов. Высота топки 32316 мм (от пода до потолочного пароперегревателя). Объем топочной камеры 3960 м³.

В нижней части топочной камеры на фронтовой и задней стенке в два яруса размещены 16 газомазутных горелок типа ТКЗ. Горелки нижнего яруса установлены на отметке 8000 мм, верхнего яруса - на отметке 11000 мм.

Котел выполнен с рециркуляцией дымовых газов. Рециркуляция применена для регулирования температуры промперегрева и для снижения уровня максимальных тепловых потоков в НРЧ при работе на мазуте.

Среда от входа до выхода из котла движется двумя неперемешивающимися потоками. Перебросы с одной стороны котла на другую не предусматриваются.

Регулирование температуры пара СКД за котлом осуществляется изменением соотношения топлива и воды, регулировка температуры - с помощью впрыска питательной воды (суммарный расход на впрыски составляет 5% от номинальной производительности).

Воздухоподогреватели - регенеративные, вращающиеся, диаметром 9800 мм (РВП-98Г), вынесены за пределы котельной (два параллельно включенных агрегата на котел). РВП представляет собой противоточный теплообменный аппарат для подогрева воздуха за счет тепла дымовых газов. Процесс теплообмена осуществляется путем нагрева набивки ротора в газовом потоке и ее охлаждения в воздушном потоке.

Обмуровка котла сделана щитовой и крепится к каркасу котла. Обмуровка НРЧ, СРЧ, ВРЧ, ЭПК выполнена конструктивно одинаково (толщина 280 мм). Обмуровка потолка имеет толщину 290 мм. Конвективная шахта с отметки 18000 до отметки 30420 мм имеет обмуровку толщиной 400 мм.

Каркас котла служит для восприятия нагрузок от веса всех поверхностей нагрева, обмуровки, изоляции, площадок обслуживания, а также газовоздухопроводов и других элементов котла. Каркас состоит из стальных колонн сварного типа, связанных между собой балками, раскосами, горизонтальными и вертикальными фермами металлоконструкциями потолочного перекрытия. Колонны котла опираются на железобетонный фундамент, крепления опорных башмаков колонн к фундаменту выполняется анкерными болтами.

1 - газомазутные горелки; 2 - экраны стен и пода НРЧ; 3 - экраны стен СРЧ; 4 - экраны стен ВРЧ; 5 - ширмовый пароперегреватель; 6 - конвективный пароперегреватель; 7 - выход перегретого пара сверхкритического давления; 8 - вход вторичного перегретого пара; 9 - экономайзер.

Рисунок 1 - Компоновка прямоточного парового котла ТГМП - 314

2.2 Паровая турбина

Паровая турбина К-300-240 ЛМЗ одновальная трехцилиндровая (рисунок 4), предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока ТВВ-320-2 завода «Электросила» им. Кирова.

Рисунок 2 - Паровая турбина К-300-240

2.2.1 Конструкция турбины

Турбина имеет 39 ступеней давления, из них 12, в том числе одна одновенечная регулируемая, расположены в ЦВД, 17 ступеней в ЦСД и 10 в ЦНД. ЦНД двухпоточный, с пятью ступенями в каждом потоке. У турбины имеются три выхлопа, один из которых расположен в части цилиндра среднего давления, и два - в цилиндре низкого давления.

ЦВД выполнен из двух корпусов: наружного, изготовленного из стали 20ХМФЛ, и внутреннего - из стали 15ХМФБЛ. Оба корпуса имеют горизонтальные разъемы. Подвод пара осуществляется по четырем паровпускным патрубкам.

В цилиндре высокого давления располагаются регулирующая ступень, пять ступеней давления (ступени 2-6) во внутреннем корпусе (левый поток пара) и шесть ступеней давления (ступени 7-12) в наружном корпусе (правый поток пара).

В целях охлаждения внутреннего корпуса и паровпускных штуцеров, а также обогрева наружного корпуса левый поток пара поворачивает на 180 и направляется в шестую и последующие ступени. Все диски ЦВД откованы за одно с валом. После 12-й ступени пар отводится промежуточный пароперегреватель. На «холодных» нитках промежуточного перегрева установлены предохранительные клапаны, исключающие работу ЦВД в неподвижном паре высокого давления при закрытых отсечных клапанах ЦСД.

Во внутреннем цилиндре крепится направляющий аппарат 1-й регулирующей ступени давления (сегмент сопл), диафрагмы 2-6-й ступеней давления и переднее уплотнение. Во внешнем цилиндре крепятся обоймы диафрагм 7-12-й ступеней давления и концевые уплотнения ЦВД.

Для сокращения времени прогрева турбины при пуске фланцы горизонтального разъема ЦВД и ЦСД снабжены паровым обогревом.

Фикс пункт (мертвая точка) турбины расположен на боковых рамах задней части ЦНД, расширение агрегата происходит к переднему подшипнику и очень мало в сторону генератора.

ЦСД выполнен прямоточным из трех частей и изготовлен из стали 15Х11МФЛ. Проточная часть ЦСД делится на часть среднего давления (ЧСД) и часть низкого давления (ЧНД). ЧСД имеет 12 ступеней давления, после которых 2/3 пара перепускается в ЦНД, а 1/3 пара проходит последние пять ступеней давления ЧНД, ЦСД и отводится в конденсатор. Диски ротора ступеней 13-24 откованы вместе с валом ступеней 25-29 - насадные. Критическая частота вращения ротора ЦСД 1620 об/мин. ЦНД выполнен двухпоточным с пятью ступенями давления в каждом потоке, изготовлен из стали Ст3. Впуск пара производится в среднюю часть цилиндра. Средняя часть ЦНД состоит из наружной и внутренней частей, компенсирующих тепловые расширения. Перепуск пара из ЦСД в ЦНД производится двумя трубами диаметром 1050 мм. Пар, пройдя соответствующую половину цилиндра, поступает в конденсатор поверхностного типа. Выхлопные патрубки ЦНД присоединяются к конденсатору путем приварки при монтаже.

2.2.2 Роторы

РВД - цельнокованый, гибкий, с критической частотой вращения 1700 об/мин. Все диски, кроме диска регулирующей ступени, снабжены отверстиями для выравнивания давления и тем самым разгрузки колодок упорного подшипника. Рабочие лопатки закреплены на дисках посредством Т-образных лопаточных хвостовиков с замками, а по периферии связаны бандажом.

РСД выполнен комбинированным: вал откован заодно с 12 дисками из стали Р2М, а диски последних пяти ступеней насажаны на вал с натягом. Материал дисков - сталь 34ХН3М. Лопатки части среднего давления закреплены на дисках посредством Т-образных хвостовиков с замками. В зоне паровпуска ротор ЦСД имеет развитый разгрузочный диск для уравновешивания осевого усилия. Критическая частота вращения 1873 об/мин.

Конструкции ротора в части низкого давления ЦСД и ротора ЦНД одинаковы. Крутящий момент в случае временного ослабления посадки передается на вал торцевыми шпонками. Лопатки первых двух ступеней РНД крепятся к дискам Т-образными, а последних трех - мощными вильчатыми хвостовиками. Они не имеют ленточных бандажей, но перевязаны титановыми проволоками. Лопатки двух последних ступеней имеют противоэрозионную защиту в виде стеллитовых напаек.

Валопровод турбины уложен на пять опорных подшипников. Передний опорный подшипник турбины расположен между ЦВД и коробкой системы регулирования. Корпус подшипника выполнен из серого чугуна. Внутри корпуса помещаются верхний нижний вкладыши, между которыми проходит передний конец РВД. Смазка переднего подшипника, как и остальных подшипников, принудительная. Масло турбинное Л марки 22 подается при давлении 1,2 кгс/см² после маслоохладителей, на уровне оси турбины, при работе электронасосов переменного тока, и около 0,7 кгс/см² при работе электронасосов постоянного тока. Между ЦВД и ЦСД установлен один комбинированный опорно-упорный подшипник. Корпуса подшипников ЦВД и паровпускной части ЦСД - выносные, опирающиеся на фундамент; подшипники выпускной части ЦСД и ЦНД встроены выходные патрубки. Все корпуса подшипников содержат в своих крышках аварийные масляные емкости, которые заполняются при работе основных масляных насосов; при переключении насосов и ли их отказе масляные емкости гарантируют нормальный выбег турбины после ее аварийного отключения.

Предельные значения зазоров между шейкой вала и нижним вкладышем не должны превышать на сторону на уровне горизонтальной оси от 0,001 до 0,002 диаметра вала; между шейкой вала в верней точке и вернем вкладышем - от 0,001 до 0,003 диаметра шейки вала. РВД и РСД соединены жесткой муфтой, полумуфты которой откованы заодно с валами. Между роторами ЦНД и электрического генератора установлена жесткая муфта с насадными полумуфтами. Роторы ЦСД и ЦНД соединены полужесткой муфтой.

На крышке подшипника, расположенного между ЦНД и генератором, установлено валоповоротное устройство. Для проворачивания ротора перед пуском и после останова турбины, обеспечивает частоту вращения валопровода с частотой 3,4 об/мин. При развороте турбины валоповорот отключается автоматически. При останове турбины валоповоротное устройство немедленно включается в работу. После 8 часов непрерывной работы вала поворотное устройство отключается. Через каждые 10 минут ротор турбины автоматически поворачивается на 180 градусов до полного останова турбины.

2.2.3 Корпусы

Корпус ЦВД выполнен двойным. Это позволяет иметь умеренные толщины стенок и фланцев каждого из корпусов, что способствует их быстрому и равномерному прогреву вместе с ротором и охлаждению внутреннего корпуса паром, протекающим между корпусами при работе турбины на номинальном режиме.

Внутренний корпус выполнен из стали 15Х11МФБЛ, обладающей достаточным сопротивлением ползучести при высоких рабочих температурах. Внешний корпус подвержен действию температур, не превышающих 400 С., поэтому он изготовлен из более дешевой, но достаточно прочной стали 15Х1М1ФЛ. Внутренний корпус подвешен в наружном.

Корпус ЦСД - одностенный с двумя паровпускными патрубками. Корпус состоит из трех частей, соединенных вертикальными технологическими разъемами. Передняя часть корпуса, подверженная действию пара высокой температуры, (поступающего из промежуточного перегрева) выполнена из стали 15Х1М1ФЛ; средняя - из стали 25Л; задняя - сварена из листовой углеродистой стали.

Корпус ЦНД выполнен сварным, двухстенным. Внутренний корпус подвешен в средней части наружного корпуса на уровне горизонтального разъема, и его Фикспункт расположен на оси ЦНД в плоскости его симметрии.

2.2.4 Уплотнения

Уплотнения диафрагм ЦВД, ЦСД и ЦНД, заднее концевое уплотнение ЦСД, а также концевые уплотнения ЦНД выполнены в виде подвижных уплотнительных колец, набираемых из сегментов в диафрагмы и каминные камеры ЦСД и ЦНД. Концевые уплотнения роторов турбины выполнены без каминной. Концевые и средние уплотнения ЦВД, а также переднее концевое уплотнение ЦСД выполнены в виде завальцованных в канавки роторов усиков и неподвижных гребенчатых обойм.

Подача пара на уплотнение осуществляется из деаэратора 7 кг/см² через коллектор с промежуточным давлением, которое поддерживается автоматически. Давление в камерах уплотнений 1,01 - 1,03 кгс/см².

2.2.5 Парораспределение

Турбина имеет сопловое регулирование и семь отдельно стоящих регулирующих клапанов, расположенных по обе стороны ЦВД. Два стопорных клапана диаметром по 200 мм. Клапан автоматического затвора предназначен для мгновенного закрытия подачи пара в ЦВД при увеличении частоты вращения ротора сверх допустимой, при осевом сдвиге ротора и падении вакуума до 540 мм. рт. ст., падения давления в системе смазки турбины до 0,3 кгс/см², при воздействии на ключ дистанционного отключения турбины, при отключении котла, при снижении температуры пара перед ЦВД и ЦСД до аварийного значения.

Клапаны выполнены разгруженными (разгрузка штоком). Регулирующие клапаны не разгруженные выполнены за одно со штоками и имеют индивидуальные сервомоторы. Первые две сопловые коробки включаются одновременно. Номинальная мощность (и соответствующий расход пара) обеспечивается первыми 3-мя сопловыми коробками. К трем сопловым коробкам подключены по два РК 75 и 120 мм (к 4-ой коробке - клапан 120 мм), из которых меньший клапан является разгрузочным для большого. Последовательность открытия обеспечивает равномерный прогрев паровпускной части турбины: клапаны № 1 и 2, подающие пар в правую нижнюю и левую верхнюю (если смотреть в сторону генератора) сопловые коробки открываются одновременно и уменьшают прижимающую силу, действующую на клапаны диаметром 120 мм, подводящие пар в эти сопловые коробки. Полное открытие первых шести клапанов, подводящих пар в три сопловые коробки, обеспечивает номинальную нагрузку турбины при номинальных параметрах свежего пара. Клапан №7, подводящий пар в правую верхнюю сопловую коробку (четвертую), является перегрузочным. Подвод пара к сопловым коробкам осуществляется гибкими паропроводами малого диаметра для уменьшения усилий, передаваемых от паропроводов на корпус турбины при различном тепловом расширении паропроводов и корпуса из-за их неодинакового прогрева.

Выполнение регулирующих клапанов в виде отдельных блоков позволило обеспечить более равномерный прогрев и остывание корпусов при переходных режимах. Это уменьшает коробления, температурное напряжение в паровпускной части турбины и повышает надежность ее работы.

После промежуточного перегрева пар проходит дублированную защиту - стопорный и отсечной клапаны, и поступает в паровпускную камеру ЦСД. Оба клапана установлены в одной коробке и имеют одно общее седло.

Две коробки стопорных и отсечных клапанов расположены по обе стороны продольной оси турбины и присоединяются в нижней половине передней части ЦСД с помощью фланцевого соединения. Обе коробки работают одновременно и подводят пар к ЦСД через одну общую сопловую камеру.

3 Описание конденсационной установки турбины К-300-240 ЛМЗ

3.1 Назначение конденсатора

Основным назначением конденсационной установки паротурбинного агрегата является конденсация отработавшего пара турбины и обеспечение за последней ступенью при номинальных условиях давление пара не выше расчетного, определенного исходя из технико-экономических соображений.

Среднее давление отработавшего пара р2 для принятых при проектировании конденсатора номинальных условий (расход воды в конденсатор, температура и расхода охлаждающей воды) составляет 3,5-6кПа (0,035-0,060кгс/см?).

Помимо поддержания давления отработавшего пара на требуемом для экономичной работы турбоагрегата уровни конденсационная установка должна также обеспечивать:

- сохранение конденсата отработавшего пара, используемого в системе питания парового котла, и его качество соответствующего требованиям ПТЭ (ограничение в допустимых пределах содержания в нем кислорода, растворенных солей и продуктов коррозии);

- предотвращение переохлаждения конденсата на выходе из конденсатора по отношению к температуре насыщения отработавшего пара, приводящего к потере теплоты.

3.2 Особенности конструкции и компоновки конденсаторов

Конденсатор - основной элемент конденсационной установки - представляет собой теплообменный аппарат поверхностного типа.

В зависимости от мощности и конструктивных особенностей турбины устанавливается один или несколько конденсаторов. Наиболее важным элементом конденсатора является трубная система. Конструкция конденсаторов должна обеспечивать их эффективную работу, что достигается применением ряда конструктивных мероприятий. Так, при своем движении пар направляется системой щитков, лотков и специальных проходов в трубных пучках. Низкое паровое сопротивление обеспечивается путем применения ленточной компоновки трубного пучка.

Поверхность охлаждения конденсатора образована прямыми трубками, развальцованными с обеих сторон в трубных досках, и состоит из двух обособленных трубных пучков, размещенных в одном корпусе.

Каждый пучок имеет отдельный подвод охлаждающей воды, что позволяет производить отключение половины конденсатора под нагрузкой турбины. Снижение нагрузки при этом определяется температурой выхлопных частей турбины. По воде конденсатор двухходовой. Для компенсации тепловых расширений конденсатор устанавливается на пружинные опоры. Пружинные опоры нагружены весом конденсатора без воды, все остальные нагрузки передаются на опоры выхлопных частей турбины, с которыми соединяется конденсатор при помощи сварки.

Конденсатор имеет следующие устройства:

1) Конденсато-сборники - для обеспечения уровня конденсата в нем с целью поддержания необходимого подпора на всасе НОУ и исключения переохлаждения конденсата;

2) Постоянный добавок - для приема обессоленной воды в количестве до 50 т/час;

Аварийный добавок - для ввода обессоленной воды в количестве 200 т/час (при растопке блоков);

3) БРОУ (ПСУ)- для приема пара, сбрасываемого из котла в пароприемные устройства в период пуска, остановки и аварийного сброса нагрузки турбины, в количестве 450 т/час;

4) Водоприемное устройство, в котором установлены очистные решетки и сетки. Устройство объединено большей частью с береговой насосной и соединено с приемными колодцами насосов самотечными водоводами;

5) Напорные трубопроводы циркуляционных насосов, связывающие конденсационную установку с системой технического водоснабжения;

6) Для уменьшения затраты электроэнергии на циркуляционные насосы на сбросе воды из конденсатора используется сифон, а из сифонного колодца вода сбрасывается самотеком по открытому каналу. Сброс теплой воды производится ниже водозабора на расстоянии исключающем ее попадание в водоприемное устройство.

Нормальный уровень в конденсатосборниках (расстояние от днища конденсатора)700 мм, верхний предельный уровень в конденсаторе1000 мм.

3.2.1 Технические данные конденсатора 300 КЦС-3

- поверхность охлаждения конденсатора - 15400 м;

- число трубок - 19600 шт;

- диаметр трубок - 28/26 мм;

- длина трубок - 8980 мм;

- количество охлаждающей воды при температуре 12° С - 35500 м?/час;

- расход пара - 573,4 т/час;

- давление в камере всасывания - 0,023 ата;

- удельная паровая нагрузка - 37,2 кг/см?;

- шаг расположения трубок - 36 мм;

- площадь сечения трубок одного хода - 5,2 м?;

- число ходов воды - 2;

- площадь прохода пара к трубкам - 340 м?;

- площадь прохода пара между трубками - 75,6 м?;

- тепловая нагрузка контура - 314 ккал/час;

- количество отсасывающей паровоздушной смеси - 96 кг/час;

- кратность охлаждения - 63,7;

3.3 Оборудование конденсационной установки

3.3.1 Основные эжекторы

Эжекторы типа ЭВ-7-1000 предназначены для отсоса не конденсирующихся газов и воздуха из конденсатора и поддержания требуемого вакуума. Эжектор имеет семь рабочих сопл и столько же примыкающих одна к другой цилиндрических камер смешения (труб), в каждую из которых поступает истекающая из соответствующего сопла струя рабочей воды, захватывающая из общей приемной камеры воздух (паровоздушная смесь). При давлении рабочей воды перед соплами Рр=0,4Мпа ее объемный суммарный расход составляет около Uр=0,28м?/сек (1000 м?/ч), объемный расход эжектируемой среды Uн=1м?/с (3600м?/ч), объемный коэффициент эжекции Uн/ Uр=3,57. При нормальной работе эжекторы включены параллельно, возможна работа эжекторов раздельно друг от друга. Вода к эжекторам подается подъёмными насосами с давлением 3,5-3,8 кг/см?.

На трубопроводах отсоса воздуха из конденсатора к эжекторам установлены гидрозатворы, которые предотвращают заброс сырой воды в конденсатор при снижении давления воды перед эжекторами или при останове ПНЭ.

Для исключения попадания воды в конденсатор при пуске и останове энергоблока включение, отключение ПНЭ производить на закрытые задвижки по отсосу паро-воздушной смеси. Открывать задвижки при стабильной работе ПНЭ.

3.3.2 Эжекторы циркуляционной системы

Предназначены для поддержания разряжения в верхних сливных камерах конденсатора, служит эжектор циркуляционной системы типа ЭВ-1-350. Для отсоса воздуха из ПС-115 смонтирован дополнительно эжектор ЭВ-1-350. На блоках N 7,8 установлены эжекторы типа ЭВ-1-230. Вода на эжекторы подается от ПНЭ или со станционного коллектора ПНЭ с давлением 2,5-3 кг/см?. Расход воды на эжекторы соответственно 335 м?/час и 230 м?/час.

3.3.3 Подъемные насосы эжекторов

Подъёмные насосы эжекторов (ПНЭ) предназначены для подачи циркуляционной воды из напорных водоводов на:

- основные эжекторы турбины;

- эжекторы циркуляционной системы и эжектор ПС-115;

- на всас насосов сырой воды ПН-1,2.

- фильтр ФС-250 и далее в коллектор технической воды на охлаждение подшипников: БЭН, КЭН, сливных насосов, НОУ, ДВ, ДРГ, РВП, МС ДС, на кондиционеры.

Подъёмный насос эжекторов центробежный, одноступенчатый, с двухсторонним подводом жидкости к рабочему колесу.

Корпус насоса чугунный, литой. Подшипники шариковые, смазка кольцевая. Масло заливается через отверстие в верхней части корпуса в картер, который имеет змеевики водяного охлаждения. Одновременно отверстие служит для наблюдения за работой смазочного кольца, которое должно вращаться, подавая масло на подшипник. Уровень масла контролируется специальным щупом.

Слив загрязненного масла производится через отверстие в нижней части корпуса подшипника. Концевые уплотнения сальник ого типа выполнены из хлопчатобумажного промасленного шнура.

Между кольцами сальниковой набивки имеется кольцевая камера, в которую подается вода из напорной камеры насосов, и служит для уплотнения и охлаждения сальника. На некоторых ПНЭ подшипники качения переделаны из скользящего типа с баббитовой заливкой и кольцевой смазкой.

3.3.4 Конденсатные насосы

Конденсатные насосы предназначены для откачки конденсата из конденсатора в деаэратор 7 ата через систему ПНД. Конденсатный электронасос вертикального типа, двухкорпусной, центробежный. Конструкция гидравлической части насоса обеспечивает при работе разгрузку значительной части осевых усилий на подшипники.

4 Обеспечение гидравлической плотности конденсаторов

Высокая гидравлическая плотность конденсатора является важным фактом обеспечения надежной и экономичной работы турбоустановки.

Трубная система конденсатора работает в сложных условиях. В процессе эксплуатации на трубы действует сжимающее усилие, возникающее за счет разности атмосферного давления на корпус конденсатора и глубокого вакуума (0,03-0,07 кгс/см?). Кроме того, в трубах возникают дополнительные термические напряжения под влиянием разницы температур охлаждающей воды по ходам конденсатора, при этом наибольшие усилия возникают на границе между двумя соседними ходами по охлаждающей воде. На плотность влияют и условия эксплуатации. Так, резкие изменения параметров режима работы конденсатора (вакуум, расход пара, расхода охлаждающей воды и т.д.) вызывают появление дополнительных динамических и термических напряжений в трубах. Одной из причин разрушения труб также является их вибрация. Источником возмущающих сил могут быть турбина или вспомогательные механизмы, работающие с повышенной вибрацией, а также силы возмущающие силы потока. При совпадении собственной частоты колебания труб с частотой возбуждающих источников возникают резонансные колебания.

Собственная частота колебаний труб зависит от конструктивных факторов и условий работы конденсатора. На частоту колебаний влияют продольные усилия, величины вакуума и других параметров.

Частота собственных колебаний труб определяется расчетным путем. Если будет установлено, что причиной повреждения являются резонансные колебания, необходимо реконструировать конденсатор для отстройки частот свободных колебаний труб от возбуждающих (изменение длины их пролета путем изменения числа промежуточных перегородок, толщины стенок труб и т.д.). Отстройка считается удовлетворительной при расхождении собственных и возбуждающих колебаний на 20% для второго тона и на 15% для остальных, более высоких тонов (третьего, четвертого, пятого).

При воздействии парового потока отработавшего пара в трубе могут возникать упругие автоколебания, вызываемые аэродинамическими силами этого потока. Особенно сильному воздействию подвергаются первые по ходу пара трубы ленточных пучков. Повреждения носят характер кольцевых трещин усталостного происхождения в трубах вблизи трубных досок.

Для предотвращения подобных повреждений необходимо при ремонте соблюдение следующих условий:

1) Обеспечивать качественную вальцовку труб (диаметр отверстий под трубы в промежуточных перегородках не должен превышать чертежных размеров, промежуточные перегородки должны быть смещены вверх для придания трубе должного изгиба, при разрушении периферийных труб рекомендуется увеличить толщину их стенок);

2) Производить отжиг труб для снятия остаточных напряжений;

3) Выполнять при необходимости ужесточение труб путем их расклинивания (для предотвращения клиньев при работе их крепят между собой проволокой).

Коррозионные разрушения могут быть с водяной и паровой сторон. С водяной стороны может происходить обесцинкования металла труб (сплошное, местное, межкристаллическое или пробочного типа).

При обесцинковании растворимые соединения цинка уносятся охлаждающей водой, частицы красной меди оседают на стенке, которая приобретает красную пористую губчатую структуру с малой механической прочностью.

Для предотвращения обесцинкования при замене труб необходимо обратить особое внимание на правильность подбора материала труб (латунь с присадкой мышьяка, сплавы МНЖ). Отжиг труб оказывает благоприятное влияние на коррозионную стойкость.

5 Методы выявления не плотностей вакуумной системы конденсационной установки при работе турбины

В установках с пароструйными эжекторами присосы воздуха определяются с помощью дроссельных воздухомеров, установленных на выхлопе этих эжекторов. Присосы воздуха в установках с водоструйными эжекторами могут быть найдены путем искусственного ввода воздуха через систему сменных калиброванных сопел (метод ВТИ). Кроме того, находит применение способ оценки воздушной плотности вакуумной системы турбины по скорости падения вакуума при кратковременном закрытии задвижки на линии отсоса паровоздушной смеси из конденсатора к эжекторам с последующим открытием ее.

Разделив значение вакуума (мм рт.ст.) на время закрытия задвижки, получим скорость падения вакуума.

При скорости 1-2-мм рт.ст./мин плотность вакуумной системы считается хорошей, при 3-4 мм рт.ст./мин - удовлетворительной.

Но этот способ не дает абсолютной величины присосов воздуха. Нормативное значение присосов воздуха в вакуумную систему турбин указано в ПТЭ.

Конкретные места присосов воздуха выявляются различными способами. На работающей турбине источники присосов могут быть определены с помощью течеискателей. Применяются следующие типы галоидных течеискателей: ГТИ-3 - при пароструйных, ВАГТИ-4 - при водоструйных эжекторах, ГТИ-6 - при обоих типах эжекторов.

Проверяемые на плотность места вакуумной системы обдуваются снаружи парами галоидов (обычно фре оном-12) из переносного баллончика оборудованного вентилем с обдувателем на конце гибкого шланга. Проникающие через не плотности вакуумной системы пара фре она вместе с движущейся рабочей средой поступает в конденсатор турбины и оттуда через трубопроводы отсоса неконденсирующихся газов отсасываются эжекторами. В установках с пароструйными эжекторами датчик устанавливается на выхлопе эжектора. Действие датчика основано на явлении и миссии положительных ионов из платины, нагретой до температуры 900°С. В присутствии галоидосодержащих веществ эмиссия резко увеличивается, что приводит к возрастанию силы тока в элекрической схеме прибора. Увеличение тока фиксируется отклонением стрелки амперметра, изменением светового и звукового сигналов.

Методы выявления не плотностей с помощью галоидного течеискателя позволяют выявить как крупные, так и мелкие источники присосов. Для этих целей может быть использован также ультразвуковой течеискатель ТУЗ-5М.

Принцип действия такого течеискателя основан на фиксировании колебаний ультразвуковой частоты 32-40 кГц, которые возникают при столкновении проникающего через не плотности воздуха с потоком рабочей среды, движущейся в трубопроводе, аппарате и т.п.

Выявление участков вакуумной схемы имеющих не плотности, может быть выполнена также путем изменения режима работы турбинной установки или отдельных ее элементов (увеличения или уменьшения давления в них, закрытия арматуры отсосов воздуха в конденсатор и т.д.). О наличии присосов судят по изменению расхода воздуха через воздухомеры эжекторов (или по изменению вакуума). Так, присосы в вакуумные ПНД могут быть определены путем кратковременного поочередного закрытия арматуры (где она имеется) на линиях отсосов неконденсирующихся газов из них. Таким же путем определяются присосы в систему отсоса уплотнения турбин и сальникового подогревателя.

Присосы в сбросные трубопроводы БРОУ, в систему дренажей, в элементы пусковой схемы могут быть определены путем создания на этих участках более высокого давления. Уменьшение присосов при снижении вакуума свидетельствует о преобладающем количестве их в районе конденсатора - ЦНД, увеличение при снижении нагрузки турбины - о расположении их в местах, находящихся при номинальной нагрузке под давлением. Некоторые места присосов могут быть выявлены по шуму «на слух» при обходе оборудования

Существует и старый способ обнаружения их по отклонению пламени горящей свечи, однако вблизи генераторов с водородным охлаждением он не может быть применен по соображениям пожарной безопасности.

Присосы воздуха в вакуумную систему турбоустановки слабо влияют на эффективность работы конденсационной установки, если количество воздуха, удаляемого из конденсатора воздухо-удаляющими устройствами, находиться в пределах значений, допускаемых согласно ПТЭ, и запас в рабочей подаче воздухо-удаляющих устройств, комплектующих данную турбоустановку, удовлетворяет рекомендациям теплового расчета конденсаторов. Это не исключает, однако, необходимости периодического контроля за воздушной плотностью вакуумной системы турбоустановки для своевременного принятия мер, необходимых для поддержания присосов воздуха в допустимых пределах. Для борьбы с этим видом коррозии необходимо снизить скорость охлаждающей воды в трубе, добиться уменьшения содержания взвешенных частиц путем очистки циркуляционной системы от отложений, а также снижения воздухо содержания охлаждающей воды.

Коррозионные разрушения с паровой стороны вызываются присутствием в паре аммиака, кислорода, углекислого газа. Аммиачной коррозии подвержена в основном зона воздухоохладителя. Коррозия протекает в среде влажного пара. При повышенных присосах воздуха в вакуумную систему коррозия усиливается. Для предотвращения коррозионных разрушений этого вида трубы воздухоохладительных пучков выполняют из мельхиора или нержавеющей стали.

Если в процессе эксплуатации имело место частое повреждение труб, должны быть выявлены причины этих повреждений. Отыскание дефектных труб производят после дренирования камер охлаждающей воды соответствующей половины конденсатора и вскрытия люков. Струйная коррозия приводит к разрушению входных участков труб на длине 150-200 мм с образованием в них шероховатности и сквозных язв. Появлению коррозии способствуют местные неравномерности скоростей охлаждающей воды, наличие в воде пузырьков воздуха.

6. Способы очистки конденсаторных труб от отложений

На работу трубной системы конденсатора определенное влияние оказывает загрязнение труб и применяемые методы их очистки.

Загрязнение внутренней поверхности труб конденсатора - одна из основных причин ухудшения вакуума. Появление слоя отложений приводит к ухудшению теплоотдачи из-за роста термического сопротивления и уменьшения сечения трубок, растет гидравлическое сопротивление конденсатора, что приводит к сокращению расхода охлаждающей воды.

Отложения могут быть условно разделены на несколько групп:

1) Карбонатные отложения (накипь, образуемые из-за выпадения солей жесткости из охлаждающей воды при нагреве её. Отложения образуют плотный и прочный слой;

2) Органические отложения, вызываемые микроорганизмами и водорослями, присутствующими в охлаждающей воде. Отложения имеют характер скользкой слизистой пленки на внутренней поверхности труб;

3) Насосные отложения, состоящие из песка, глины, ила, продуктов коррозии металла. Как правило, они удаляются сравнительно легко механическим или гидравлическим способом;

4) Смешанные отложения, представляющие собой комбинации вышеперечисленных видов отложений.

Для поддержания трубных систем конденсаторов в чистом состоянии проводятся профилактические мероприятия по предотвращению образования отложений, а также периодические очистки на работающей или остановленной турбине.

Очистка конденсаторов турбин от внутренних отложений связана с большими трудозатратами. Кроме того, понижается надежность работы конденсаторов из-за возможных повреждений труб. Поэтому в процессе эксплуатации должны быть приняты все меры по предотвращению загрязнений конденсаторов.

Для предотвращения накипеобразования, имеющего место из-за накопления солей жесткости в воде при испарении части ее в градирнях и брызгальных бассейнах рекомендуется продувка оборотных систем водоснабжения, водообмен водохранилищ, обработка воды кислотой и дымовыми газами, фосфатирование, комбинированные способы.

Для предотвращения образования мягких насосных отложений применяются периодическое увеличение скорости охлаждающей воды и непрерывная очистка конденсаторов резиновыми шариками.

Для предотвращения образования накипи применяются также физические способы - обработка воды магнитным полем и с помощью ультразвука.Для выбора способов предотвращения загрязнений конденсатора и способа очистки его производится осмотр трубной системы. Отбирается проба отложений путем соскабливания их с труб или проталкивание через трубу в шомпола с резиновым наконечником.

Анализ отобранных отложений в сочетании с исследованием систем водоснабжения позволит определить оптимальные способы очистки.

Наряду с метеорологическими, гидрологическими и гидротермическими исследованиями должен быть предусмотрен комплекс исследований по сезонному изменению солесодержания и гидробиологического режима охлаждающей воды.

В настоящее время применяются химические, термические, механические, гидравлические и прочие способы очистки труб.

6.1 Химические способы очистки

Для удаления накипи при кислотных промывках в качестве одного из моющих составов используется 2-5 %-ный раствор соляной кислоты. При прокачке раствора внутри труб происходит растворение накипи с выделением углекислого газа и образование пены. Для снижения агрессивности кислоты по отношению к сплаву конденсаторных труб в раствор вводятся ингибиторы - В-2, ПБ-5, И - 1-В. Для уменьшения образования пены вводится так называемый «водный конденсат» -смесь низкомолекулярных органических кислот (уксусной, муравьиной, пропионовой, валериановой, масленой и других кислот).

В сравнении с ингибированной соляной кислотой агрессивность выше проведенного раствора в несколько раз ниже. После промывки на внутренней поверхности труб сохраняется защитная окисная пленка, что позволяет уменьшить последующую коррозию труб и скорость роста минеральных отложений. Промывка может, производится на работающем блоке с поочередным отключением обеих половин конденсаторов.

Химические методы очистки не пригодны для удаления насосных и органических отложений. Для удаления последних используются способы, основанные на механическом или термическом воздействии на отложения.

6.2 Термическая сушка

Этот способ может быть применен для удаления отложений, обладающих способностью к растрескиванию и отслаиванию при высыхании. К открытому люку водяной камеры подсоединяют легкий металлический короб или один конец гибкого рукава (например, изготовленного из брезента), другой конец рукава соединяют с напорным патрубком специально устанавливаемого вентилятора производительностью 12-15 тыс.м?/ч с напором 100-150 кгс/м?. Для ускорения и повышения эффективности сушки осуществляется подогрев трубной системы конденсатора или сушильного воздуха. Подогрев воздуха до температуры 50-60°С может быть осуществлен в калорифере АПВ-280-190 или путем подмешивания горячего воздуха, отобранного после воздухоподогревателя котла. Для подогрева трубок конденсатора при их чистке на работающей турбине допускается ухудшение вакуума (повышена температура отработавшего пара).

На остановленной турбине подогрев может быть осуществлен путем подачи в конденсатор пара от постороннего источника.

Может быть также использовано аккумулированное тепло после останова котла. После высыхания отложения растрескиваются и отслаиваются от стенок труб, частично опадают, частично уносятся с воздухом. Оставшиеся отложения после подключения конденсатора удаляются с потоком воды. Продолжительность сушки при применении различных способов подогрева составляет 4-16 ч. Вышеприведенные способы достаточно просты, удобны в эксплуатации, не требуют больших трудозатрат. Механический износ труб отсутствует. Однако в ряде случаев эти способы не обеспечивают 100%-ного удаление отложений даже при сушке продолжительностью до 18 ч.

Со временем при многократном применении эффект ухудшается, что потребует использования других способов очистки. Сушку невозможно выполнять при неисправности арматуры на охлаждающей воде.

При нагреве труб увеличиваются термические напряжения в них, что может способствовать появлению неплотностей в трубной системе.

Примечание: Приказом РАО ЕЭС «РОССИИ» №307 (от 1999 г) запрещается проводить сушку конденсатора при работе турбины.

6.3 Вакуумная термическая сушка

Позволяет произвести удаление отложений при работе турбины без вскрытия люков конденсатора и в короткий срок. В отключенной и с дренированной водяной камере конденсатора создается вакуум более глубокий, чем в паровом пространстве конденсатора работающей турбины, при этом происходит вскипание и выпаривание влаги, содержащейся в отложениях.

Конденсация образующегося пара осуществляется в конденсаторе контактного типа, состоящем из системы тангенциальных сопл, расположенных на стенках сливной камеры конденсатора или в районе труб отсоса к эжектору.

Техническая вода, подаваемая на сопла, способствует конденсации пара. Образовавшийся конденсат удаляется в сливной коллектор с помощью насоса.

Вакуум в системе первоначально создается при дренировании отключенной половины конденсатора с помощью насоса, а затем обеспечивается путем конденсации пара в контактном конденсаторе и отсоса неконденсирующихся газов эжектором.

Данный способ позволяет более быстро за 2 часа выполнить сушку отключенной половины конденсатора. После подключения конденсатора по охлаждающей воде отложения смываются потоком воды.

Для успешного выполнения сушки предъявляются высокие требования к плотности арматуры трубопроводов охлаждающей воды.

6.4 Механическая очистка

При ручной очистке шомпол поочередно вручную вводится в трубу конденсатора в прямом и обратном направлениях. Для смыва отложений к свободному концу трубы шомпола через гибкий шланг с вентилем подводится техническая вода давлением 3-5 кгс/см?, которая вытекает через отверстия около проволочного ерша. Используются также ерши, изготовленные из капрона. Для механизации работ и снижения трудозатрат применяется гидравлический шомпол.

6.5 Очистка пневмогидравлическими пистолетами

Может быть произведена без снятия крыши конденсатора открываются только люки. К пистолету с помощью резиновых гибких шлангов подводится техническая вода давлением 3-4 кгс/см? и воздух давлением 4-6 кгс/см?.

Порядок очистки следущий. Наконечник пистолета вставляется в трубу пучка. При надавливании на пистолет происходит открытие затвора с подачей через сопло в конденсаторную трубу воды и сжатого воздуха. Через 5-15 с пистолет вынимают из трубы, при этом подача воды и воздуха автоматически прекращается, и пистолет устанавливается в следующей трубе.

6.6 Очистка гидравлическими пистолетами

Происходит без снятия крышек конденсатора при открытых люках. Очистка производится водой давлением от 4 до 12 кгс/см? (в зависимости от плотности и количества отложений). При подаче воды пистолет, наконечник которого вставлен в очищаемую трубу происходит автоматическая расклинивание наконечника между трубной доской и крышкой конденсатора с помощью встроенного гидравлического домкрата. При закрытии крана домкрата возвращается пружиной в исходное положение, затем производится очистка следующих труб. Время промывки трубы устанавливают в зависимости характера и количества отложений. Для повышения эффективности очистки в воду могут быть добавлены абразивные компоненты (песок, зола или опилки).

6.7 Очистка с помощью ершей, пыжей, пробок

Выполняется путем проталкивания через трубы предварительно установленных в них ершей, пыжей, пробок. Проталкивание производится с помощью шомпола или гидравлического пистолета. Для очистки могут применяться стальные ерши с набором резиновых шайб, наборы резиновый шайб установленных на металлическом стержне с проточками, войлочные пыжи (цилиндрики длиной 30-40 мм и диаметром, превосходящим внутренний диаметр трубок конденсатора на 0,5-1 мм), резиновые пробки с поясками по окружности цилиндра, пыжи из паролона. Прострел делается последовательно партиями из нескольких десятков пробок (пыжей). Пробки (пыжи) после прострела всей партии собираются в противоположной водяной камере, промывают от грязи и повторно используют. После прострела трубы необходимо осмотреть и извлечь из них застрявшие пробки (пыжи). Рекомендуется промыть трубы струей воды, при этом оставшиеся в трубках взрыхленные отложения легко смываются.

6.8 Очистка труб с помощью высоконапорных установок

Для очистки теплоэнергетического оборудования от загрязнений применятся высоконапорные гидравлические установки (например, «Атюмат» фирмы ВОМА, изготавливаемые в Германии). Эти установки применяются для очистки турбинного вспомогательного оборудования конденсаторов, бойлеров, подогревателей сырой воды и других теплообменников. Очистка производится струей высокого давления, вытекающей через сопло специального инструмента.

7 Расчетные показатели работы конденсационной установки

Давление отработавшего пара в конденсаторе р2 , как указывалось, изменяется при эксплуатации турбоагрегата в широких пределах. Оно зависит от следующих режимных условий: расхода отработавшего пара D2 (определяющегося электрической нагрузкой); расхода W и начальной температуры t1в охлаждающей воды. Поэтому для осуществления систематического эксплуатационного контроля за работой конденсационной установки необходимо располагать нормативными характеристиками, определяющими зависимость показателя её работы при исправном состоянии оборудования и допустимых по ПТЭ присосах воздуха от указанных режимных условий. Сопоставление фактических и нормативных показателей позволяет выявить неполадки в работе конденсационной установки и нарушения воздушной плотности вакуумной системы турбоагрегата. В качестве показателей работы конденсатора используются также конечный температурный напор, или разность температуры отработавшего пара t2 и температуры охлаждающей воды на выходе из конденсатора t2в:

?t = t2 - t2в (°C); (2)

При данных значениях D2, W, t1в температурный напор ?t практически однозначно определяет для нормальных режимов работы турбин, при которых отработавший пар является насыщенным, давление р2, которое может быть найдено с помощью таблиц теплофизических свойств водяного пара по температуре (°C);

t2 = t1в + ?tв + ?t (3)

?tв = t2в - t1в = D2 * ?h / W * св; (4)

где ?tв - нагрев воды в конденсаторе, °С;

D2 - расход поступающего в кондесатор пара, кг/с;

?h - удельная теплота кондесации отработавшего пара, кДж/кг*°С;

W - расход охлаждающей воды, кг/с;

Св - удельная теплоемкость воды, кДж/кг*°С;

?t = ?tв / (е^n -1) (5)

где n = К * F / св * W

здесь К - средний коэффициент теплопередачи конденсатора, Вт/м?*°С;

F - поверхность охлаждения конденсатора, м?.

Из выражений (1)-(2) видно, что при заданных значениях F, ?h и определенных режимных параметрах D2, W, t1в показатели эффиктивности работы конденсатора р2, ?t определяется значениями коэффициента теплопередачи К.

Из этих формул следует, что при прочих равных условиях уменьшение паровой нагрузки D2 приводит к понижению р2, и ?t;

Уменьшение температуры охлаждающей воды t1в - к увелечению ?t, но поскольку t1в + ?t становится при этом меньше, то t2 , а соответственно, р2 - уменьшается .

Уменьшение расхода охлаждающей воды W вследствие понижения при этом К слабо влияет на ?t, но преобладающее влияние при этом увеличения ?tв приводит к росту р2.

При испытаниях конденсаторов определяются непосредственно опытные значения среднего коэффициента теплопередачи по формуле:

Коп = D2 * ?h / (F * ?tср) (6)

8 Обслуживание конденсационной установки во время работы

Обслуживание конденсационной установки заключается в наблюдении за состоянием работающего оборудования и за параметрами, которые характеризуют режим работы установки в исправлении отклонений от нормального режима работы оборудования и производства профилактических мероприятий.

Вести наблюдение за уровнем конденсата в конденсаторе не менее двух раз в смену производить сверку показаний уровнемеров с водоуказательными стеклами. Нормальный уровень 1/3-1/2 водомерного стекла. Показания дистанционного уровнемера должны точно соответствовать водомерным стеклам.

Вести постоянный контроль за работой регуляторов конденсационной установки (регуляторов уровня в конденсаторе, регуляторов давления перед БОУ, по индикаторным лампочкам, контрольно-измерительным приборам регулируемого параметра).

Раз в смену производить обход регуляторов с целью выявления неисправности. При обнаружении неисправности по возможности исправить.

При отключении регулятора по любым причинам об этом должны быть поставлены в известность НСЦ и НС ЦТАИ. В оперативной документации сделать запись о времени.

Контролировать работу насосов путем осмотра и прослушивания.

Следить:

- за работой подшипников (наличием масла по масло указательным стеклам, качеством масла по анализу и цвету, смазкой подшипников, по работе смазочного кольца, подачей охлаждающей воды, по сливу из картера подшипников, не допуская повышения температуры выше допустимой);

- для ЦН - максимально допустимая температура 65 °С;

- для КЭН - максимально допустимая температура 70 °С;

Таблица 2

Показатели работы конденсаторов турбин №1-8 Ириклинской ГРЭС июнь 2005г.

Таблица 3

Показатели работы конденсаторов турбин №1-8 Ириклинской ГРЭС июль 2005г.

Таблица 4

Показатели работы конденсаторов турбин №1-8 Ириклинской ГРЭС август 2005г.