Системы очистки конденсатора турбины

Трубки конденсатора турбины

Необходимость очистки трубного пучка конденсатора.

Экономичность работы паровой турбины в значительной степени определяется давлением отработавшего пара или вакуумом в конденсаторе, зависящим от режима работы и состояния конденсационной установки. Одной из основных причин ухудшения вакуума в конденсаторе является снижение коэффициента  теплопередачи трубного пучка конденсатора вследствие его загрязнения с  внутренней (водяной) стороны различным мусором, вносимым с охлаждающей  водой, а также органическими и накипными отложениями.

Опыт работы различных электростанций дает возможность спрогнозировать снижение теплопередачи в конденсаторе за счет загрязнения его поверхности теплообмена.

Ухудшение вакуума в результате загрязнения водяной стороны конденсатора происходит постепенно, по мере накопления отложений и мусора, не создавая  резкой аварийной ситуации, что является предпосылкой для отсутствия достаточного внимания к проблеме поддержания чистоты трубной системы конденсатора и приводит к длительной эксплуатации турбин с повышенным давлением отработавшего пара.

Виды систем очистки трубок конденсатора.

В зависимости от качества охлаждающей воды, характера и состава отложений, для поддержания работоспособности конденсаторов практикуются различные  способы периодических чисток: термическая и вакуумная сушки, кислотные промывки, промывка высоконапорной установкой и проч., которые дают кратковременный и недостаточный эффект.

Кроме того, процесс периодической очистки конденсаторных трубок является мероприятием трудоемким и требует дополнительных ресурсозатрат, как людских, так и финансовых.

Иные способы предотвращения образования отложений в трубной системе конденсаторов, такие как использование ультразвуковых генераторов, электромагнитная обработка охлаждающей воды и ее обработка дымовыми  газами котлов, практического эффекта, как правило, не дают.

Эффективным и универсальным средством обеспечения высокого уровня чистоты конденсаторов является система шариковой очистки (СШО).

Эжектор пароструйный

Шильдик эжектора типа ЭП-3-750

Пароструйный эжектор типа ЭП-3-750, сделанный в СССР на Ленинградском металлическом заводе.

Принцип действия пароструйного эжектора.

В пароструйном эжекторе высокоскоростной поток пара (рабочее тело) проходит через сопло и создает вакуум, всасывая в себя медленно движущийся второй поток (всасываемое тело) — это может быть газ, пар или жидкость. Затем эти два потока смешиваются и выходят из эжектора с более высоким давлением.

Эжекторы паровых турбин широко применяются в энергетической промышленности для преобразования энергии пара в механическую энергию, которая затем может быть использована для привода генераторов электроэнергии или других механизмов. Они обычно используются в больших электростанциях, где требуется высокая производительность и эффективность.

Скачать паспорт пароструйного эжектора типа ЭП-3-750 в формате pdf >>>

Охладитель пара уплотнений

Фото ПСВ-125-7-15

Охладитель пара концевых уплотнений турбины — это устройство, которое используется для снижения температуры пара после его прохождения через уплотнения. Это важно, поскольку избыточная температура может привести к повреждению или износу уплотнений, что может привести к утечкам или другим проблемам.

Охладитель пара уплотнений обычно состоит из теплообменника, через который проходит пар, и среды, которая используется для охлаждения пара. Пар проходит через теплообменник, где его тепло передается среде охлаждения. Это позволяет снизить температуру пара и предотвратить его перегревание, что может привести к повреждению уплотнения.

Охладители пара уплотнений широко применяются в различных отраслях промышленности, таких как нефтехимическая, энергетика, химическая промышленность и другие, где требуется надежное и эффективное уплотнение для предотвращения утечек и повреждений оборудования.

На ТЭЦ в качестве охладителей пара уплотнений турбинного агрегата используются подогреватели типа ПСВ (на фото сверху охладитель пара уплотнений турбины ПТ-65/75-130/13 – ПСВ-125-7-15).

Концевые уплотнения паровой турбины служат для уменьшения потерь пара и энергии через зазоры между поворотными и неподвижными частями турбины. Уплотнения полностью или частично блокируют эти зазоры, предотвращая утечку пара.

Они могут быть изготовлены из различных материалов, таких как металл или специализированные полимеры, и могут быть сконструированы по-разному в зависимости от специфического вида турбины и рабочих условий. Однако все они выполняют важную функцию, удерживая рабочее вещество внутри турбины и защищая ее детали от износа и повреждения.

Высокая эффективность этих уплотнений критически важна для эффективной работы турбины и обеспечения безопасности ее эксплуатации.

Паспорт подогревателя ПСВ

РУ на ПСВ

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 >>>

Реконструкция паропроводов

Эстакада паропроводов

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

Фото ПСГ

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

График конденсационного режима ТА

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= Δqт* Nср* Тчас/(Qут *hк * hт)=231*37,8*1982/(7000*0,865*0,98)=

=2915,4 тут/год.

где:

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

Δqт= qт1— qт, ккал/кВт*ч

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

qт1 – 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).

Δqт= qт1— qт=2250-2019=231 ккал/кВт*ч

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