«Обеспечение расчетного срока службы тепломеханического оборудования при эксплуатации электростанции»

- турбины ПТ-60-130/13 станционный № 1,2; ПТ-135/165-130/15 станционный № 3 и Р-100-130/15 станционный № 4;

- водогрейные котлы типа ПТВМ-100 станционный № 1,2,3 и типа КВГМ-100 станционный №.4.

Проектным видом топлива для ТЭЦ был определен мазут, резервным - природный газ. В связи с обострением экологической обстановки, в 1987 г. по Постановлению Госплана СССР № 127 от 02.09.87г. основным видом топлива для энергетических и водогрейных котлов ТЭЦ г.Стерлитамака установлен природный газ Оренбургского и Бухарского месторождений (средняя QНР=8000 ккал/нм3), резервным - высокосернистый мазут марки М-100 (QНР=9500 ккал/кг; SР=3,5 %; АР=0,1 %; WР=0,1-2,0 %).

В топливном балансе 2006 года доля природного газа составила 70,16%, доля мазута – 29,84%. В течение года топливный баланс меняется в зависимости от объемов поставки газа.

Мазут поступает на ТЭЦ по железной дороге в цистернах. Слив мазута происходит на мазутно-сливной эстакаде. На мазутном хозяйстве установлены 3 мазутных резервуара емкостью по 10000 м3 каждый. Мазутное хозяйство ТЭЦ обеспечивает подготовку мазута и его подачу котлам при давлении 52 кгс/см2 и температуре 125-140 оС.

Газоснабжение ТЭЦ осуществляется от ГРС №3 г. Стерлитамака по подземному газопроводу условным диаметром 500 мм.

Схема водоснабжения оборотная с двумя градирнями башенного типа с площадью орошения по 1600 м2 с напорным водораспределителем. Источник водоснабжения - река Белая.

Восполнение невозвращенного конденсата с производства происходит обессоленной водой. Возврата конденсата с производства нет.

При эксплуатации турбоустановки необходимо выполнять следующее:

- не допускать работу турбины (длительно) в безпаровом режиме, то есть без подачи пара в проточную часть турбины, так как это может привести к недопустимому перегреву лопаток ротора турбины. Работа турбины в беспаровом режиме контролируется реле обратной мощности которое срабатывает и с выдержкой времени 4 сек. (время необходимое для закрытия всех клапанов на турбине и недопущения ее разгона при отключении генератора от сети) производит отключение генератора от сети;

- при изменениях режима работы турбины не допускать, чтобы температура пара была ниже температуры металла;

- при включении в работу валоповоротного устройства следить за показаниями амперметра, измеряющего ток в цепи электродвигателя ВПУ. Повышенная величина тока свидетельствует об увеличении усилия, необходимого для проворачивания валопровода, вследствие заеданий в проточной части или в концевых уплотнениях турбины, или плохого состояния вкладышей. Если ток превысит допустимую величину, следует немедленно отключить ВПУ во избежание повреждения турбины и вывода из строя электродвигателя, не прекращая прокачки масла через подшипники и периодически проворачивая ротор на 180 0С, если это возможно.

- при эксплуатации турбоагрегата значение виброскорости подшипниковых опор должно быть не выше 4,5 мм•с-1 При превышении нормативного значения вибрации, должны быть приняты меры к ее снижению в срок не более 30 суток. При вибрации свыше 7,1 мм•с-1 эксплуатировать турбоагрегат более 7 суток запрещается, а при достижении вибрации 11,2 мм•с-1 турбину необходимо немедленно остановить.

Во время работы турбины необходимо производить регулярно запись показаний измерительных приборов согласно суточной ведомости, систематически производить записи в журнале и анализ записей, касающихся как турбины, генератора (в установленном объёме) так и всего вспомогательного оборудования и узлов турбоустановки. В случае каких-либо ненормальностей и отклонений, немедленно выяснить причину для принятия соответствующих мер. Регулярно производить проверку всех измерительных приборов, установленных на паровой и электрической части турбоустановки. При каждом останове турбины регистрировать в специальном журнале время выбега ротора, сопоставление которого с предыдущими остановами позволит судить о состоянии машины. Наблюдать за аварийной и технологической сигнализацией, при появлении аварийных сигналов немедленно устранить причину их появления.

Турбина допускает работу при следующих отклонениях параметров от номинальных:

- при изменении абсолютного давления свежего пара в пределах от 125 до 135 кгс/см2;

- при изменении температуры свежего пара в пределах от 545 до 560 0С;

- при росте содержания соединений натрия в свежем паре до 10 мкг/кг.

При достижении этих значений в любых сочетаниях суммарная продолжительность работы турбины при этих параметрах не должна превышать 200 часов в год. При температуре свежего пара ниже 545 0С и выше 560 0С надлежит принимать немедленные меры для устранения причин, вызывающих отклонение от нормальных параметров. В случае падения температуры пара ниже 545 0С должна производиться разгрузка турбины по 3 МВт мощности на каждый градус падения температуры. При повышении абсолютного давления сверх 135 кгс/см2 следует дросселировать пар главными паровыми задвижками до нормального значения.

В соответствии с ПТЭ отклонение частоты сети, а следовательно частоты вращения турбины не должно превышать 0,1 Гц. Однако в реальных условиях из-за дефицита мощности в энергосистеме или избытка ее в ночное время частота сети может отклоняться в значительно больших пределах. Отклонение частоты вращения турбины может вызвать резонанс, поэтому завод изготовитель гарантирует длительную надежную работу турбины только в диапазоне сети 49,0 – 50,5 Гц.

В соответствии с ГОСТ 24278-89 "Установки турбинные паровые стационарные для привода электрических генераторов ТЭС. Общие технические требования" допускается работа турбины при частоте в сети:

- 50,5 - 51,0 Гц - одноразово продолжительностью 3 минут, но не более 500 минут за весь срок эксплуатации;

- 49,5 - 48,0 Гц -одноразово продолжительностью не более 5 минут и не более 750 минут за весь срок эксплуатации;

- 48,0 - 47,0 Гц - одноразово продолжительностью не более 1 минут и не более 180 минут за весь срок эксплуатации;

- 47,0 - 46,0 Гц - одноразово продолжительностью не более 10 секунд и не более 30 минут за весь срок эксплуатации.

Для контроля за состоянием проточной части турбины и заносом её солями не реже одного раза в месяц должна производиться проверка величины давления пара в контрольных ступенях при нагрузке более 50% (по расходу пара).

Известен поверхностный подогреватель, содержащий корпус с патрубками подвода пара и отвода его конденсата, патрубком подвода конденсата из подогревателя, давление пара в корпусе у которого больше, чем у рассматриваемого, распределительную водяную камеру с патрубками подвода и отвода нагреваемой воды, трубную систему из U-образных труб, расположенную под распределительной водяной камерой, часть труб поверхности теплообмена которой по всей высоте, установкой кожуха, выделена под охладитель конденсата, в который после смешивания поступает конденсат греющего пара и конденсат из подогревателя с большим давлением пара в корпусе. (Отраслевой каталог Теплообменное оборудование паротурбинных установок, часть I, 20-89-09, М.: ЦНИИТЭИТЯЖМАШ, 1989, с.67, рис.56).

Недостатком известного подогревателя является необходимость использования под поверхность теплообмена охладителя конденсата всей длины труб первого хода, размещаемых в плотном сварном кожухе. Через эти трубы проходит только часть расхода нагреваемой воды, что уменьшает температурный напор и увеличивает поверхность теплообмена охладителя конденсата, а также то, что для обеспечения входа конденсата пара в зону охладителя конденсата, часть поверхности теплообмена размещается под уровнем конденсата и практически исключается из процесса теплообмена. Плотность кожуха охладителя конденсата по всей его длине (высоте) является необходимым условием для обеспечения работоспособности охладителя. Выполнение требования плотности кожуха при его изготовлении является относительно сложной задачей, а нарушение плотности во время эксплуатации исключает охладитель конденсата из работы и вызывает гидроудары, разрушающие охладитель, поэтому охладители конденсата устанавливаются не в каждой группе теплообменников системы регенерации и теплоснабжения паровых турбин.

Известен подогреватель, включающий корпус с патрубками подвода пара и отвода его конденсата, распределительную с патрубками входа и выхода нагреваемой воды и поворотную водяные камеры, трубную систему, часть труб которой при входе в нее нагреваемой воды установкой кожуха выделена под встроенный охладитель конденсата с гидрозатвором, подъемный участок которого для обеспечения сокращения поверхности теплообмена зоны охладителя конденсата соединен с трубопроводом отвода конденсата одним или несколькими трубопроводами с запорной арматурой. (SU №1138595, F 22 D 1/32; опубликовано 07.02.1985).

По совокупности признаков это известное техническое решение является наиболее близким к заявляемому и принято за прототип.

Недостатком известного подогревателя, принятого за прототип, является наличие гидрозатвора с подъемным и опускным участками, что увеличивает габариты и массу теплообменника, а также необходимость затопления части поверхности теплообмена, которая практически исключается из теплообмена как в режиме конденсации пара, так и в режиме охладителя конденсата.

Предлагаемая разработка подогревателя в основном ориентируется на переохлаждение конденсата, поступающего из подогревателя, в котором давление пара в корпусе больше, чем в рассматриваемом. В практике работы подогревателей систем регенерации количество конденсата греющего пара, как правило, меньше или равно количеству конденсата, поступающего из подогревателя с большим давлением пара в корпусе. Поэтому разработка простых и надежных конструктивных решений, обеспечивающих переохлаждение большей части конденсата, выходящего из подогревателя, является актуальной задачей, решение которой позволяет повысить экономичность работы подогревателя и улучшить условия работы регулирующего клапана (уменьшается температура конденсата, поступающего в клапан).

Заявляемое техническое решение позволяет за счет установки над трубной доской открытого сверху короба, в котором размещены трубы поверхности теплообмена охладителя конденсата, обеспечить оптимальное переохлаждение конденсата, поступающего из подогревателя с большим давлением пара и частично охладить конденсат греющего пара. Таким образом, заявляемое простое и технологичное конструктивное решение встроенного охладителя конденсата позволяет применить и осуществить переохлаждение конденсата в любом подогревателе системы регенерации и теплоснабжения и тем самым повысить экономичность его работы.

Вид изобретения представлен на рисунке 5.1. Подогреватель включает корпус 1 с патрубком входа пара 2, патрубком 3 выхода его конденсата, патрубком 4 входа конденсата из подогревателя с большим давлением пара в корпусе, распределительную водяную камеру 5 с патрубками входа 6 и выхода 7 нагреваемой воды, трубную доску 8, над которой размещена трубная система 9 со встроенным охладителем конденсата 10, кожух которого выполнен из внешнего 11 и внутреннего 12 торцевых вертикальных листов и боковых вертикальных листов 13 и 14. Нижние кромки внешнего 11 и внутреннего 12 торцевых вертикальных листов кожуха охладителя конденсата 10 расположены с зазором относительно трубной доски 8, а боковые вертикальные листы 13 и 14 кожуха охладителя конденсата 10 плотно соединены с трубной доской 8. Верхние кромки боковых вертикальных листов 13 и 14 и торцевых вертикальных листов 11 и 12 расположены на разной высоте от трубной доски 8. К внешнему торцевому листу 11 присоединен короб 15 с отверстием в верхней части, сообщенный с патрубком подвода конденсата из подогревателя с большим давлением пара в корпусе. На трубной доске 8 установлен лист 16, образующий с внешним торцевым листом 11 гидрозатвор 17, обеспечивающий минимальное (по высоте) гарантированное затопление конденсатом нижней части труб поверхности теплообмена охладителя конденсата. Отвод неконденсирующихся газов из корпуса 1 может быть осуществлен через вертикальную перфорированную трубу. Уровень конденсата в корпусе поддерживается в заданном положении регулирующим клапаном, установленным на трубопроводе, присоединенном к патрубку 3.

Подогреватель работает следующим образом. Поток греющего пара в корпус 1 поступает через патрубок 2 где конденсируется на трубах трубной системы 9, а конденсат пара стекает на трубную доску 8, накапливается на ней и до поступления к патрубку 3 проходит через нижний, имеющий минимальную температуру участок труб охладителя 10, на которых он охлаждается, а затем выводится через патрубок 3. Конденсат пара из подогревателя с давлением в корпусе большим, чем в рассматриваемом подогревателе, через патрубок 4 поступает в короб 15, на выходе из которого он вскипает. Пар самовскипания конденсируется на трубах поверхности нагрева, преимущественно, первого хода благодаря тому, что верхняя кромка внутренней торцевой вертикальной перегородки 12 расположена выше или на уровне верхних кромок боковых листов 13 и 14. Конденсат пара самовскипания поступает в охладитель конденсата 10. Оставшаяся часть не вскипевшего конденсата (за вычетом пара самовскипания) через верхнюю кромку торцевой перегородки 11 также поступает в охладитель 10, в котором и происходит переохлаждение всего конденсата. На выходе из охладителя 10 этот конденсат смешивается с конденсатом греющего пара и через гидрозатвор 17 и патрубок 3 выводится из подогревателя. Гидростатический уровень конденсата в охладителе не допускает поступление пара в охладитель 10 в случае возникновения неплотностей в кожухе, что устраняет возникновение гидроударов и разрушения охладителя 10.