Паспорт подогревателя ПСВ-500-14-23.

Паспорт сосуда с расчетным давлением свыше 0,05 МПа.

Общие сведения о сосуде:

1. Техническая характеристика и параметры.
2. Сведения об основных частях сосуда.
3. Данные о штуцерах, фланцах, крышках и крепежных изделиях.
4. Данные о предохранительных устройствах, основной арматуре, контрольно-измерительных приборах, приборах безопасности.
5. Данные об основных материалах, применяемых при изготовлении сосуда.
6. Карта измерений корпуса сосуда.
7. Данные о сварке и неразрушающем контроле сварных соединений.
8. Результаты испытаний и исследований контрольных сварных соединений.
9. Данные о других испытаниях и исследованиях.
10. Данные о термообработке.
11. Данные о гидравлическом (пневматическом) испытании.
12. Сведения о местонахождении сосуда.
13. Ответственные за исправное состояние и безопасное действие сосуда.
14. Сведения об установленной арматуре.
15. Другие данные об установке сосуда.
16. Сведения о замене и ремонте основных элементов сосуда и арматуры.
17. Запись результатов освидетельствования.
18. Регистрация сосуда.

Обязательные приложения:

1. Спецификация к сборочному чертежу.
2. Сборочный чертеж.
3. Схема контроля сварных швов.
4. Руководство по монтажу и эксплуатации (включая регламент проведения в зимнее время пуска (остановки) сосуда).

Скачать паспорт подогревателя ПСВ-500-14-23 в формате pdf >>>

Некоторые рекомендации по реконструкции паропроводов.

Источниками пара на ТЭЦ являются паровые турбины, а также редукционно-охладительные установки, подключенные к паропроводам. Отпуск пара осуществляется с 4-х обще-станционных коллекторов Ду-500 мм — нитки «А», «Б», «В» и «Г». В связи с износом трубопроводов, эстакад трубопроводов, тепловой изоляции труб, необходима реконструкция паропроводов.

Выполняемые объемы работ по реконструкция паропроводов:

— разработка проектно-сметной документации (проектная и рабочая);

— экспертиза промышленной безопасности проектной документации;

— строительно-монтажные и пуско-наладочные работы.

— сдача трубопроводов в эксплуатацию.

Основные технические решения и требования для проектирования реконструкция паропроводов:

— границы проектирования и точки подключения к технологическим линиям;

— необходимые обследования строительных конструкций существующих эстакад, используемых при размещении паропроводов;

— замена участков существующего паропровода;

— замена арматуры;

— замена существующего коммерческого узла учета пара;

— приведение помещения теплового пункта к требованиям СНиП 41-02-2003 «Тепловые сети», п.47 Постановления Правительства РФ от 18 ноября 2013 г. N 1034 «О коммерческом учете тепловой энергии, теплоносителя», Свод правил по проектированию и строительству СП 41-101-95 «Проектирование тепловых пунктов»;

— замена тепловой изоляции существующего паропровода.

Проектом определить допустимые тепловые потери исходя из действующей нормативно-технической документации.

Проектом предусмотреть теплоизоляцию паропроводов необходимой толщины из негорючих материалов (каменной или базальтовой ваты). Покрывной слой – оцинкованный лист толщиной не менее 0,7 мм.

Выполнить расчеты трубопроводов на устойчивость (продольный изгиб) и прочность, расчет гидравлических режимов работы паропроводов. Диаметр, толщину стенок паропроводов, тип и количество опорно-подвесных систем должны быть рассчитаны проектной организацией согласно нагрузкам потребителей, планируемой общей протяжённости паропроводов и т.п.

Ремонт горизонтального подогревателя сетевой воды (ПСГ) паровой турбины.

Из дефектной ведомости:

— по результатам технического диагностирования подогревателей сетевой воды выявлен сильный неравномерный коррозионно-эрозионный износ основного металла корпуса и элементов подогревателей. Фактические скорости коррозионно-эрозионного износа и минимальные фактические толщины стенок элементов корпуса показывают, что подогреватели через некоторое время достигнут предельного состояния и не смогут быть допущены к дальнейшей эксплуатации без проведения дорогостоящего капитального ремонта. Ввиду этого возникает острая необходимость первоочередного перевооружения теплофикационной турбины новой бойлерной, иначе турбина будет работать исключительно в конденсационном режиме, что катастрофически отрицательно повлияет на экономичность работы турбины и станции в целом.

При отсутствии бюджета на замену ПСГ, необходимо провести ремонт подогревателей.

Основные технологические ремонтные работы по подогревателю будут включать:

— демонтаж крышек водяных камер (входной/выходной и поворотной) с крепежом;

— демонтаж оборудования (трубопроводы, насосы, задвижки) и металлоконструкций, попадающих в зону демонтажа/монтажа;

— замена крышек водяных камер (входная/выходная и поворотная) подогревателя ПСГ-1 турбины тина ПСГ-1300-3-8-1 с крепежом (шпильки, гайки). Для уплотнения необходимо применить специальный уплотнитель, производства ООО «ВАТИ» г. Волжский (NOVAPHIT SSTC);

— замена линзовых компенсаторов на трубопроводах подвода пара к подогревателям ПСГ- 1 и ПНД-1 и трубопроводов пара к предохранительным клапанам отопительного отбора;

— замена трубопровода сетевой воды от задвижки 5Б-3 до входного патрубка ПСГ-1;

— замена трубопровода сетевой воды от выходного патрубка ПСГ-1 до задвижки 5Б-7, 5Б-8;

— замена водоуказательной колонки ПСГ-1;

— замена трубопровода конденсата ПСГ-1 от сборника конденсата до задвижки 5КБ-21;

— замена трубопровода конденсата ПСГ-1 от сборника конденсата до задвижек 5КБ-1 А.Б на всасе конденсатных насосов;

— замена трубопровода отсоса ПВС от ПСГ-1 до задвижки 5ОВ-Б1К;

— замена опорно-подвесной системы заменяемых трубопроводов;

— замена импульсных линий первичных преобразователей и манометров ПСГ-1.

Конденсационный режим работы турбины — это режим, при котором пар, выходящий из высокого давления ступени турбины, конденсируется в конденсаторе и затем снова подается в низкое давление ступени турбины.

В конденсаторе пар охлаждается водой, которая циркулирует внутри его трубчатых элементов. При контакте с холодной поверхностью трубок пар конденсируется и превращается в воду, которая затем собирается в специальном баке и используется для повторного использования в процессе охлаждения пара.

Таким образом, турбина работает без бойлерной установки.

Ниже представлен расчет работы турбоагрегата Т-50-130 без подогревателей сетевой воды (ПСГ).

Расчет выполнен на основании РД 153-34.1-09.321-2002 «Методика экспресс — оценки экономической эффективности энергосберегающих мероприятий на ТЭС».

Технико-экономические показатели работы турбоагрегата (ТА) за 2016 – 2018 годы приведены в табл.1.

 

Таблица 1. Данные по работе ТА

Наименование параметра	2016	2017	2018	Среднее
Выработано эл. энергии	53481,74	72220	99325,24	75009
Ср. эл. нагрузка	62,69841	35,54134	32,44032	37,8
Число часов  в работе	853	2032	3061,783	1982
Уд. расход тепла брутто	2092,929	1943,85	2034,706	2019

 

Экономия условного топлива составит:

DВ= Δq_т* N_ср* Т_час/(Q_ут *h_к * h_т)=231*37,8*1982/(7000*0,865*0,98)=

=2915,4 тут/год.

где:

Δq_т – изменение удельного расхода тепла брутто, ккал/кВт*ч;

Δq_т= q_т1— q_т, ккал/кВт*ч

q_т – удельный расход тепла брутто – 2019 ккал/кВт*ч (усредненное значение за 3 года, данные приведены в соответствии с табл. 1).

q_т1 – удельный расход тепла брутто при работе турбины в конденсационном режиме при средней нагрузке, =2250 ккал/кВт*ч;

Рисунок 1. Расход свежего пара, полный и удельный расходы тепла при работе на конденсационном режиме (представлен выше).

Δq_т= q_т1— q_т=2250-2019=231 ккал/кВт*ч

• N_ср – средняя мощность турбины – 37,8 МВт*ч (усредненное значение за 3 года);
• Т_час – период работы в году – 1982 ч (усредненное значение за 3 года);
• Q_ут– теплота сгорания условного топлива =7000 ккал/кг.
• h_к – КПД нетто КА=0,865 (усредненный КПД нетто КА (котельный агрегат) в периоды работы турбины за 3 года),
• h_т – КПД теплового потока =0,98.