Перспектива збільшення економічності Зуєвської теплової електростанції за допомогою вибору оптимального режиму роботи енергоблоку

Введення
 
Тепловіелектростанції України становлять основу електроенергетики України. Спорудженів 60 — 80 рр. ТЕС мають 99 конденсаційних енергоблоків потужністю від 175 до800 МВт установлені на 14 ТЕС і 3 ТЕЦ. При цьому понад 53% енергоблоківексплуатуються більше 200 тис. годин, що перевищує граничний установлений усвітовій практиці рівень фізичного й морального зносу.
Щегірше стан основного й допоміжного устаткування на теплоелектроцентралях. Надеяких з них експлуатується обладнання, установлене ще в 50-і рр. Практичнобільша частина основного обладнання ТЕЦ фізично зношене й у ряді випадківморально застаріло.
Слідзазначити, що прискоренню фізичного зносу котельного обладнання сприяє якістьвугілля, так за останні 20 років його зольність збільшилася з 26 до 35-38%, атеплота згоряння зменшилася з 21-22 МДж/кг до 17-19 МДж/кг.
Підвищеннязольності вугілля привело до перевантаження систем пилеприготування котлів,ерозійному зношуванню поверхонь нагрівання, підвищенню аварійності, зниженнюманеврених можливостей, погіршенню екологічних показників, значному збільшеннюоб’ємів золошлаковідтлавів.
Погіршенняякості палива — енергетичного вугілля — зажадало збільшення спалюваннявисококалорійного палива: газу й мазуту, для підтримки стійкого горіння вугілляв топках котлів, а з огляду на безупинно зростаючі світові ціни на газ і мазут,Україна однаково повернеться до використання українського вугілля.
Урезультаті цього значна кількість енергоблоків не можуть розвити проектнупотужність, і тому вони були перемаркіровані на менше значення потужності. Якприклад, можна розглядати блоки 300 МВт Зуєвської ТЕС, які в цей час несутьнавантаження рівне 275 Мвт, це відбувається в результаті спрацюванняустаткування, а також погіршення якості палива.
ВУкраїні після 1990 року практично не вводяться нові потужності. З огляду нафінансовий стан країни й галузі, а також те, що закордонні інвестори непроявляють зацікавленості в розвитку електроенергетики України, немає підставдумати, що в найближчі 5-10 років буде початок будівництва нових ТЕС.
Прицьому варто врахувати, що створення нових електростанцій, що споживаютьорганічне паливо, можливо тільки за умови розвитку паливної бази країни абозначного збільшення імпорту палива з Росії й інших країн.
Однакні перший, ні другий шлях для України по економічних і фінансових умовах неможливі.
Томудля збереження й забезпечення енергетичної безпеки країни необхідно здійснитиреконструкцію існуючих ТЕС країни з метою продовження терміну службивстаткування на 15-20 років, підвищення його економічності й екологічності.Реабілітація повинна забезпечити продовження строку експлуатації обладнання йпідвищити економічність на 3-4%[11].
Однимзі шляхів збільшення економічності станції є:
— вибіроптимального режиму роботи НПК і енергоблоку в цілому;
— розробка СТД НПК ;
— оцінка відкладень у трубках конденсатора на параметри роботи НПК;
Данийдипломний проект розглядає перспективу збільшення економічності Зуєвської ТЕСза допомогою вибору оптимального режиму роботи енергоблоку.

1.Коротка характеристика Зуєвської ТЕС
1.1Історична довідка
 
Технічнийпроект Зуєвської ТЕС потужністю 2400 МВт виконаний відповідно до завдання на розробкутехнічного проекту, затвердженим Міненерго УРСР 15 січня 1974 року. Обраноплощадку для будівництва нової електростанції в Донецькій області в районііснуючої Зуєвської ТЕС, затверджено постановою Совміна УРСР від 18 вересня 1973року. Затверджена Міністерством енергетики й електрифікації УРСР 17 липня 1973року.
Технічнийпроект Зуєвської ТЕС затверджений від 14 жовтня 1975 року рішенням номер 61Міністерства енергетики й електрифікації УРСР. 1 січня 1981 року із закінченнямбудівництва й уведенням пусковій котельні Зуєвської ТЕС, станція уведена вчисло діючих підприємств виробничого об’єднання «Донбасенерго», з 2003 року ЗуєвськаТЕС входить до складу ТОВ «Востокенерго».
ПроектЗуєвської ТЕС загальною потужністю 2400 МВт, виконаний Харківським відділеннямінституту «Теплоенергопроект». Проект буд бази й ППР по монтажі будівельнихконструкцій виконаний Донецькою філією інституту «Атоменергобудпроект». Монтаж обладнаннявів трест «Теплоенергомонтаж».
Пусковийкомплекс блок 1 потужністю 300 МВт уведений в експлуатацію актом державногоприймання від 29 березня 1982 року, енергоблок 2 уведений 30 листопада 1982,енергоблок 3 уведений 30 грудня 1986 року, енергоблок 4 уведений 15 червня 1987року.

1.2Природно-географічні умови
 
ЗуєвськаТЕС розташовується в Донецькій області в 40 км, від міста Донецька й в 8 км від районного центра м. Харцизька. Поблизу ТЕС на відстані 1,5 км розташовується Зуєвській енергомеханічний завод і підстанція 35/6. В 3 км розташовується існуюча станція Зуєвська ЕТЕЦ.
ПромплощадкаЗуєвської ТЕС розташована на лівому корінному схилі ріки Глечик в 3 км від Зуєвського водоймища й в 5 км від Ольховського водоймища. Ділянка являє собою доситьодноманітну рівнину, розчленовану лощинообразными зниженнями і ярами.
Кліматрайону – умеренно-контіненнтальний. Середньорічна температура повітря становить7,5 0С, із середньомісячними значеннями найбільш холодного місяця –січень 6,5 0С морозу, найбільше печені – липня 22 0Степла. Абсолютний максимум склав 40 0С тепла, абсолютний мінімум 37 0Сморозу.
Середньорічнашвидкість вітру становить — 5,4 м/сек. Найбільші середньомісячні швидкостівітру 6,5-7,0 м/сек (січень), найменші 3,8-4,1 м/сек (червень). Нормаатмосферних опадів дорівнює 520 мм. Тумани спостерігаються в основному з жовтняпо березень.
1.3Загальний опис підприємства
 
ЗуєвськаТЕС призначена для покриття дефіциту електричної потужності Донбаськоїенергосистеми. У зв’язку з відсутністю проекту котлоагрегату для вугільнихблоків потужністю 800 МВт у той час на ТЕС прийнята установка блоків одиничноюпотужністю по 300МВт.
Припроектуванні Зуєвська ТЕС повинна мати сумарну потужність 2400 МВт. Але вреальності з восьми блоків удалося увести до ладу тільки чотири блоки, у видівідсутності фінансування, будівництво інших блоків було згорнуто.
У цейчас основне технологічне встаткування включає чотири енергетичних блокипотужністю 300 МВт із установкою в складі кожного блоку:
— прямоточний однокорпусний котел типу ТПП-312А Таганрозького котельного заводу,П-образного компонування із симетричним розташуванням поверхонь нагріву до двохсамостійних потоків по пароводяному тракті. Продуктивність котла по гострійпарі 1000 т/година, по промперегріву – 780 т/година. Параметри пари: тиск –25,5 МПа, температура перегрітої пари 545 0С Температура живильноїводи 265 0С. На казані встановлені 8 пальників продуктивністю по17,2 т/година. Паливо вугілля марки Г, розпалювальне паливо — мазут. Розмір котлав плані становить 18,6*23,6, висота 54,0 м.
-паровоїтурбіни потужністю 300 МВт типу ДО-300-240-2 на параметри пари 24,0 МПа йтемператури гострої й вторинної пари 540/540 0С, виготовленогоХарківським турбінним заводом ім. Кірова.
— генератора потужністю 300 Мвт типу ТГВ-300 виготовленого Харківським заводом «Електротяжмаш».
— силового трифазного трансформатора потужністю 400 МВт типу ТДЦ-40000/110,121/20 кВ, для блоків 1 і 2 і силовий трифазний трансформатори потужністю 400 МВттипу ТДЦ-40000/330, 347/20 кВ для блоків 3 і 4.
Продукціяелектростанції – електроенергія з річним відпуском у мережу 13,6 млн. кВтгвидається на напругу 110 і 330 кв. ТЕС видає теплову енергію у вигляді гарячоїводи з температурним графіком 130/70 0С для потреб об’єктівжитло-цивільного призначення селища Зугрес-2, а також для потреб міста Зугресаз його комунальними й промисловими об’єктами з максимальною річною відпусткоюрівною 276 Гкал/година.

1.4Генеральний плані транспорт
 
Орієнтаціяй місце розташування окремих вузлів загального комплексу споруджень ТЕСвизначалося на плані технологічними зв’язками й наявністю 4,5 км санітарно-захисної зони від димарів ТЕС до жил поселка.
Транспортнийзв’язок з обласним центром м. Донецьком передбачається по найближчійавтомобільній дорозі республіканського значення, розташованої в 2-х км відпромплощадки. Головний виїзд на промплощадку здійснюється з боку жилпоселка.Під’їзна залізнична колія примикає до роз’їзду «Сороче».
Уголовному корпусі передбачається установка 4 блоків по 300 МВт, з поперечнимрозташуванням турбоагрегатів.
Головнийкорпус виконаний зі збірного залізобетону і являє собою трьохпролітний будинокз наступними розмірами прольотів:
— машинне відділення -45 м;
-бункерно-деаераторневідділення -12 м;
— котельне відділення — 45 м.
Осередокблоку — 48 м. Між енергоблоками 4 і 5 є ремонтний проліт 12 м.
Машиннийзал має безподвальнекомпонування, у зв’язку, із чим котел піднятий вище оцінки зольної підлоги на 3 м, залізобетонних підколониках. Машзал обладнаний двома мостовими кранами вантажопідйомністю 125/20тс. Оперативна оцінка 9,6 м.
Бункерно-деаераторневідділення являє собою п’ятиповерховий будинок з оцінками:
— 0,00 м — розміщаються електротехнічні пристрої;
— 6,00 м — кабельне господарство;
— 9,60 м — приміщення блокових щитів керування й ІВС;
— 15,00 м — приміщення релейних панелей;
— 31,80 м — приміщення стрічкових конвеєрів топливоподачі.
Котельневідділення обладнане одним мостовим краном вантажопідйомністю 50/10 тс.Оперативна оцінка 9,6 м. Головний корпус має залізничний в’їзд у котельневідділення з боку ремонтного торця. Зв’язок головного корпуса зінженерно-побутовим корпусом забезпечується переходом на оцінці 9,6 м з боку постійного торця.

2.Характеристикаосновного йдопоміжного устаткування блоку 300 МВт Зуєвської ТЕС
2.1Основне встаткування блоку 300 МВт ЗуТЕС
 
2.1.1Котельна установка
Прямоточнийкотел ПП-1000-250 Е (заводська модель ТПП-312 А) на закритичні параметриспроектований і виготовлений ПО «Червоний котельщік». котел розрахований наспалювання донецьких вугіль марки ГСШ при рідкому шлаковидаленні,однокорпусний, має П-образне компонування, складається з топкової камери йпусковий конвективної шахти, з’єднаної у верхній частині горизонтальнимгазоходом. Стіни топкової камери екрановані трубами радіаційних поверхоньнагрівання: нижня радіаційна частина (НРЧ), середня радіаційна частина 1 і 2щаблів (СРЧ), верхня радіаційна частина (ВРЧ). У частині топлення йгоризонтальному газоході розташовані ширмові пароперегрівники (ШПП-1 і ШПП-2),а також конвективний пароперегрівник високого тиску (КППВТ), екрани поворотноїкамери й стельові пароперегрівники (ЕПК, СПП). У відпускній шахті розташованодва щаблі конвективного пароперегрівника низького тиску (КППНТ-1 і КППНТ-2) іводяний економайзер. Топка призматична, відкрита нижня частина топки екранованаошипованими й покритими карборундом екранами, що поліпшує умови запалення йгоріння, а також сприяє кращому утворенню рідких шлаків при спалюваннівугільного пилу. Висота топлення 41400 мм. У нижній частині топлення й на фронтовій і задній стінці розташовані пальники, у кількості 8 штук. Вихід шлаківздійснюється через 2 льотки, захищені змійовиками, охолоджуваними конденсатом.
Регулюваннятемператури пари СКД за котлом здійснюється зміною співвідношення палива йводи. Для очищення конвективних поверхонь нагрівання передбачається обдування йобдування ОГ-8.
Характеристикакотлоагрегату:
Витратасвіжої пари 1000 т/година;
Тискживильної води на вході у ВЕ 32 МПа;
Тисксвіжої пари 25,5 МПа;
Температурасвіжої пари 545 0С;
Витратапари промперегрева 780 т/година;
Тискпари промперегрева 3,9 МПа;
Температурапари промперегрева 545 0С;
Температураживильної води 265 0С;
Температурагарячого повітря 384 0С;
Температурагазів, що йдуть 1630С.
2.1.2ТурбінаДО-300-240 Харківського турбінного заводу
ТурбоустановкаДО-300-240, ДЕРЖСТАНДАРТ 3618-69, парова, конденсаційна, без регульованихвідборів призначена для привода генератора змінного струму ТГВ-300. Турбінавиконана для роботи в блоці з котлом ТПП-312А. Турбіна являє собою одновальнийтрициліндровий агрегат с трьома вихлопами пари в один загальний конденсатор.
Свіжапара з котла подається до окремо вартих блоків паророзподілу, у якихрозташовані стопорні й регулювальні клапани. Турбіна має 9 нерегульованихвідборів пари, призначених для підігріву живильної води в ПНТ, деаераторі, ПНТдо температури 265 0С и для харчування привода турбіни турбонасоса.
Технічнахарактеристика турбіни:
1.Витратапари через стопорний клапан 914,64 т/година;
2.Температура підігріву живильної води 265 0С;
3.Тиску конденсаторі 0,00374 МПа;
4.Питомавитрата тепла 1864 ккал/кВтг;
5.Кількістьхолодної води, що проходить
черезконденсатор 34805 м3/година
РоториЦВТ і ЦСТ з’єднані твердою муфтою, напівмуфти якої отковані заодно з кожним звалів. Ротори середнього й низького тиску, а також низького й генератораз’єднані між собою твердими муфтами, напівмуфти яких насаджені на кінці валів.
РоторЦВТ — цельнокований, ротор ЦСТ — комбінований, ротор ЦНТ — збірний: облопачені дискипосаджені на кінці валів з натягом. Валопровід турбіни з «гнучких» роторів, дляяких робоча частота обертання вище критичної. Ротор високого тиску — одноопорний, інші ротори опираються кожний на два підшипники.
Підшипник№1 і №2 (передній і середній) змонтовані у виносних опорах. Опорні підшипники№3 і №5 установлені в опорах, вбудованих у вихлопні патрубки ЦНТ. Опорапереднього підшипника сприймає й передає на фундамент статичне навантаження відмаси корпуса ЦВТ, а також бере участь в організації теплових переміщеньтурбіни. Завзятий підшипник сприймає осьове зусилля ротора й виконаний увигляді завзятого гребеня, з кожної сторони якого розташовані завзяті колодки.
Длязмащення підшипників підводить масло з тиском 1,6-1,8 кгс/дм2. Приаварійному відключенні всіх насосів маслосистеми змащення або при різкомузниженню тиск у змащенні турбіни маслоснабженіє здійснюється від аварійнихбачків.
Длязабезпечення нормального положення й переміщення корпусів турбіни при змінітеплового стану, передбачені вертикальні, поздовжні й поперечні шпонки.Розширення агрегату відбувається убік переднього підшипника на величину до 50ммі незначно убік генератора.
Системарегулювання турбіни гідродинамічна, робочим тілом системи є конденсат при тиску16 — 22 кгс/дм2. Транспортування робітничого середовища здійснюєтьсяНРТ (насос регулювання турбіни). У процесі експлуатації в роботі 2 насоси, одину резерві.

2.1.3Генератор
Наблоці встановлений генератор типу ТГВ-300. Система охолодження: безпосереднєохолодження ротора, статора — воднем при тиску 0,4 МПа. Переклад генератора зповітряного охолодження на водневе охолодження був викликаний збільшеннямодиничної потужності турбогенератора. Тому що неможливо збільшувати діаметрроторів, їхню активну довжину, а можна збільшувати тільки щільність струму вобмотках. А це у свою чергу, веде до поліпшеного охолодження в обмотках.
Водамає перевагу перед повітрям, у меншій щільності в порівнянні з повітрям, а цеприводить до менших вентиляційних втрат.
2.2Допоміжне устаткування блоку 300 МВт
 
2.2.1Допоміжнеустаткування котлоагрегату
Накожному котлоагрегаті встановлене наступне допоміжне устаткування:
— дваосьових димососи ДОД-31-5Ф, продуктивністю 985000 м3/година, напором500 кг/м²;
— двадутьових вентиляторитипу ВДН-32Б, продуктивністю по 456000 м3/годину, напором 630/354кг/м²;
— двадимососи присадки інертних газів ДПІГ, продуктивністю по 80000 м3/годину,напором 175 кг/м²;
— дварегенеративних повітропідігрівники діаметром 9,8 м;
— енергетичний калорифер для підігріву повітря;
— двакульові барабанні млини типу Ш-50А;
— двасепаратори вугільного пилу діаметром 5500 мм;
— двапилових циклони НІІОГАЗ діаметром 4250 мм;
двамірошницьких вентилятори типу ВМ-180/1100, продуктивністю 186000 м3/година,напором 1365 кг/дм²;
два димососирециркуляції газів ГД-20-500в, продуктивністю 200000
м3/година,напором 350 кг/м².
 
2.2.2Димосос
Установленодва осьових димососи типу ДОД-31-5Ф призначених для отсосу димових газів зтопкової камери, Складається з усмоктувальної кишені, корпуса, двох напрямнихапаратів, двох робітників коліс, дифузора, ходової частини й напірногогазоходу.
Характеристикаосьового димососа:
Продуктивність985000 м3/година;
Напір500 кг/м?;
МаксимальнийКПД 80,5 %;
Споживанапотужність 1270 кВт;
Діаметрробочого колеса 3156 мм;
Типелектродвигуна ТАК30-1910-12-41;
Потужністьелектродвигуна 1700 кВт.
 
2.2.3Електричніфільтри
Електрофільтритипу УГ-3-4-177 призначені для вловлювання летучої золи. Харчуванняздійснюється від агрегатів типу АТФ-1000.
Характеристикаелектрофільтра:
Площаактивного перетину 177 м2;
Кількістьполів 4 штуки;
Загальнаплоща охолодження
електродів                                                24590 м?;
Температура                                                               250 0С;
Загальна активна довжинакоронірующих електродів 67360 м;
Розрядженняв ЕФ 5,0 кПа;
Активнависота електродів 3,95 м.

2.2.4Конденсаційнаустановка
Конденсаційнаустановка призначена для конденсації відпрацьованої пари й складається:
— поверхневого, двуходового, суцільнозварного конденсатора типу ДО-15240, щоскладається з конденсатора й перехідного патрубка.
Поверхняохолодження 15240 м², розрахункова температура охолодженої води 12 0С,кількість охолоджуючих трубок 19592 штуки.
Конденсатнадходить на конденсатних насосів 1 щабля типу КСВ-500-85, продуктивністю 500 м3/годинай напором 8,5 кгс/дм², КПД конденсатного насосу 76%. У процесі роботи 2робочих і один у резерві. Також конденсаційні насоси другого щабля типуКСВ-500-220 продуктивністю 500 м3/година й напором 22 кгс/див²,також двох робітників і один резервний, КПД становить 75%.
Пусковийежектор служить для швидкого створення вакууму при пусках блоку, продуктивністюпо вакууму 60 кг/з, двох основних триступінчастих типу ЕП-3-25-75 для відсмоктуванняпароповітряної суміші з конденсатора, ежектора ущільнень типу ЕУ-8М.
 
2.2.5Живильнаустановка
Наблоці встановлена група живильних насосів, що складається із приводної турбінитипу ОР-12ПМ КТЗ і двох живильних насосів. Основним живильним агрегатом, щозабезпечує продуктивність котла від 40% до 100%, є насос ПН-1135-340 ізприводною турбіною типу ОР-12ПМ Калузького турбінного заводу.
ТурбінаОР-12ПМ активного типу із протитиском складається із семи щаблів тиску. Всіщаблі мають повне підведення пари. Корпус турбіни сталевий, сварнолитоїконструкції, виконується з горизонтальним і вертикальним розніманнями. Ротор — цельнокованийтвердий, із критичним числом оборотів 7750 про/хв.
Насоснийагрегат ПЕ-600-300-1 СНЗ призначений для роботи в якості пускорезервного,живильного насоса в блоці 300 Мвт.
Характеристикаживильного електронасоса:
Продуктивність600 м3/година;
Напір3290 мм.в.ст;
Температураперекачує води, що, 165 0С;
Споживанапотужність 6400квт;
Характеристикаосновного живильного насоса:
Продуктивність1135 м3/година;
Тискводи на всасі 20 кгс/див2;
Тискна нагнітанні 340 кгс/див2;
Температураживильної води 165 0С.
 
2.2.6Регенеративнаустановка
Регенеративнаустановка призначена для підігріву основного конденсату й живильної води.Підігрів здійснюється пором, що надходить у казан, із проміжних нерегульованихвідборів турбіни й виконаний, однонитковим у частині низького й високого тиску.
Підігрівникинизького тиску вертикальні, чотириходові, по конденсаті мають поверхнюохолодження 400 м2.
Підігрівникивисокого тиску вертикальні, двуходові по воді з горизонтальними спіральнимитрубками, з нижнім розташуванням фланцевого рознімання корпуса. Підігрівник маєохолоджувач пари, що гріє, і охолоджувач дренажу, що знижує температуруконденсату пари, що гріє.
Регенеративнаустановка складається:
— охолоджувач основних ежекторів і ежекторів ущільнень;
— підігрівників низького тиску (ПНТ):
ПНТ-1типу ПН-400-260-2
ПНТ-2типи ПНСВ-800-2
ПНТ-3і ПНТ-6 типу ПН-40-26 МНЖ
— підігрівників високого тиску (ПВТ):
ПВТ-7типу ПВ-900-380-18-1
ПВТ-8типу ПВ-1200-380-42
ПВТ-9типу ПВ-900-380-16.
2.2.7Блокова знесолююча установка
Утепловій схемі для 100% знесолення основного конденсату передбачена блокова знесолюючаустановка (БЗУ), що складається із целюлозних фільтрів і фільтрів змішаної дії.Очищення брудного конденсату з бака брудного конденсату (ББК) виробляютьсяавтономної знесолюючої установкою (АЗУ).
Систематехнічного водопостачання прийнята двохпідйомною поворотною з охолодженнямциркуляційної води двома баштовими протиточними градирнями, площею зрошення по 9400 м² кожна. Продуктивність кожної градирні 100000 м3/година. Також передбачений, узв’язку з відставанням будівництва градирні для охолодження циркводи,бризкальний басейн. Для подачі води на бризкальний басейн установлюються двациркнасоса типу ОПВ-2-110-Э, установлюваних в осередках двох циркуляційних насосівтипу ОПВ-10-185-ЭГ.
Устаткуванняосновних водопідготовчих установок, знесолюючої і підживлення тепломережі,розміщається в блоці допоміжних цехів. Велике встаткування — освітлювачі, баки,і декарбонізатори. Для зберігання реагентів хімводоочистки, установки очищеннятурбінного конденсату, обробки живильної води й увідно-хімічного промиванняпередбачені склади рідких і твердих реагентів.

3.Характеристика й розрахунок проектної теплової схемиблоку 300 МВт ЗуєвськоїТЕС
 
3.1Опис теплової схеми блоку 300 МВт Зуєвської ТЕС
 
Яквидно із принципової теплової схеми свіжа пара з параметрами 23,5 МПа й 540 0Спідводить до двох блоків паророзподілу, звідки по пропускних паропроводахдесятьома нитками направляється на паровпуск ЦВТ турбіни. Відпрацьована пара зпараметрами 4,0-4,2 МПа й з температурою 3250С із вихлопу ЦВТнадходить у промперегревательний тракт котла, а потім перегріта пара зпараметрами 3,6-3,8 МПа й з температурою 5400С надходить до двох блоківклапанів промперегріву.
Післяблоків клапанів пара направляється в ЦСТ, а зі ЦСТ дві третини пари по ресивернимтрубах з параметрами 0,25 МПа й 192 0С надходять на двохпотоковийЦНТ, а одна третина пари в перший потік ЦНТ об’єднаний зі ЦСТ. Із трьох потоківнизького тиску пара надходить у поверхневий двухходовий конденсатор, щоскладається з двох незалежних трубних пучків. Номінальний вакуум у конденсаторі3,43-3,47 КПа. З конденсатора через групу конденсатних насосів I щабля 100%конденсату прямує через холодильники ежекторної групи на блокову знесолюючуустановку, після проходить через ПНТ 1 і ПНТ 2 до ІІ щабля конденсатних насосівде весь основний конденсат прокачується через інші регенеративні підігрівникинизького тиску (через ПНТ 3 і ПНТ 6).
ПісляПНТ6 конденсат направляється в змішувач потім на усмоктувальні патрубкиживильних насосів – головного із противотисковим трубопроводом іпускорезервного з електроприводом. Живильна вода від насосів з тиском 32,0-34,0МПа й з температурою 165С прямує на підігрівники високого тиску, звідки зтемпературою 2650С надходить у котел.
Турбоустановкамає розгалужену систему регенерації, на яку пара надходить із дев’ятинерегульованих відборів ЦВТ, ЦСТ і ЦНТ.
Конденсатпари, що гріє (дренаж) із ПВТ обладнаних убудованими охолоджувачами дренажузливається каскадно із ПВТ 9 і ПВТ 8 і направляється в змішувач. Дренаж із ПВТ7 надходить ПНТ 6. Дренаж із ПНТ 6 зливається через ПНТ 5, ПНТ 4 інаправляється за допомогою дренажного насоса в лінію основного конденсату за ПНТ4. Конденсат пари, що гріє, ПНТ 3 зливається в ПНТ 2 виконаним типи, що змішує.Конденсат пари, що гріє, ПНТ 1 через сифон надходить у конденсатор турбіни.
Тепловоюсхемою турбіни передбачена подача пари на установку мережних підігрівників(основного й пікового бойлерів) призначених для постачання гарячою водою зтемпературою 1300С, зворотна подача 700С. При цьомутеплова продуктивність бойлерної установки становить 62,8 МДж/г. Каскадконденсату пари, що гріє, бойлерів через охолоджувач дренажу надходить уконденсатор.
Упаропроводі відборів пари встановлені оброблені клапани з гідроприводом длязапобігання влучення потоку пари в проточну частину турбіни при скиданняхнавантаження.
Відповіднодо вимог пропонованими до основного встаткування в схемі передбачені додатковівідбори пари, що не приводять до зниження потужності турбіни, [2].
Яквидно із принципової схеми на Зуєвській ТЕС всі 4 блоки модельовані, тобтоуведена бездеаераторна схема з підігрівником, що змішує, ПНТ 2 і видаленням зісхеми деаератора й бустерних насосів, що приводить до значного спрощеннятеплової схеми й підвищенню її економічності.
Бездеаераторнатеплова схема (БТС) має наступні переваги:
· Зменшення витрат на ремонт бустерних насосів, деаераторів,трубопроводів і арматур;
· Підвищення економічності за рахунок зниження витрат електроенергіїна власні потреби й виключення недогріву в ПНТ 2;
· Виключення необхідності технічного огляду деаератора підвідомчогоГосгортехнадзору.
Узв’язку з відсутністю деаератора функцію деаерірующої ємності виконує конденсатосборникіконденсатора й підігрівника, що змішує, ПНТ 2, які компенсують перерозподілмаси робочого тіла між елементами пароводяного контуру при змінах навантаження.Підживлення блоку здійснюється хімзнесолювальною водою із БЗК череззагальстанційний колектор хімзнесолювальної води (ХЗВ) насосами БЗК.Конденсатопровід із що змішує ПНТ 2 виконаний безпосередньо на  конденсатнихнасосів II щабля куди виконане також аварійне підведення основного конденсатуіз загальностанційного колектора ХЗВ
 
3.2Розрахунок теплової схеми проектного блоку 300 МВт
 
Вихіднідані
Початковийтиск P0 = 23,5 МПа
Кінцевийтиск Pк = 0,0035 МПа при />
Температурагострої пари t0 = 5400 С
Температураперегрітої пари tпп = 5400 С
 
3.2.1Побудова процесу розширення пари в H-S діаграмі.
Будуємопроцес розширення пари по заданих початкових і кінцевих параметрах пари (Мал.3.1),з огляду на втрати тиску:
a) у пароподводящих органах і регулювальних клапанах />Рсрк=5%
Ро’=Ро∙ΔРсрк=22,33 МПа
b) у промперегревателе />РПП=10%
Ргп=0,9∙Рхпп=3,60 МПа
c) у відсічних клапанах />РОТ=2%
Ргп’=Ргп∙ΔРотс.кл =3,53 МПа
d) у ресивері ΔРрес=2%:
Р06’=Ро6∙ΔРрес=0,21 МПа
e) у турбоприводі ΔРтп=10%:
Ротп=0,9∙Р03=1,40 МПа
Знаходимоопорні крапки в H-S координатах (ентальпії пари на виході ЦВТ, ЦСТ, ЦНТ)
/>=/> кДж/кг
/>=/> кДж/кг
/>=/> кДж/кг
/>=/> кДж/кг
/>=/> кДж/кг, />=/> кДж/кг
/>=/> кДж/кг
/>=/> кДж/кг
/>= />кДж/кг, />= />/>кДж/кг
/>=/> кДж/кг
/>=/> кДж/кг
/>= />кДж/кг,/> = />кДж/кг
/>=/> кДж/кг
Прийнявши:
КПДЦВТ: />
КПДЦСТ: />
КПДЦНТ: />
3.2.2Складання таблиці параметрів пари, живильної води й основного конденсату
Наносимотиск всіх відборів на отриманий процес розширення пари в турбіні. Знаходимо ізпроцесу розширення ентальпії пари з відборів турбіни й заносимо їх у таблицю3.1.Приймаємо гідравлічні втраті від місця відбору до підігрівника :
— угрупі ПВТ — 3%
— угрупі ПНТ — 6%
а такожпідігріви живильної води й конденсату в підігрівниках :
— угрупі ПВТ — 30 С
— уПНТ 6 — 10 С
— вінших ПНТ – 40 С
КрімПНТ 2 — 00 С и ПНТ 1 — 50 С
Визначаємопідігрів води в живильному насосі :
/>= />кДж/кг
де V- усереднений питомий об’єм води на вході й виході прийнятий 1,1 м/т;
Рвх — тиск на вході в ПТН; Рвх=2,2 МПа;
Рвих- тиск на виході із ПТН; Рвих=32 МПа;
/> – к. п. буд. насоса ;
Параметрипари живильної води й основного конденсату зведені в таблицю 3.1Таблиця3.1 Основні параметри пари й води№ крапки в H-S № під- ля Параметри пари Вода на лінії насичення Пит. вода й основ – й конденсат Дренаж
P0r, МПа
h0r,
МПа
/>P0r,%
P0r’,
МПа
t0r’0С
h0r’ кДж/кг
/>n,
0С
tn’, 0С
hn’,
кДж/кг
Hдр’,
кДж/кг – 22,36 3320 – – – – – – – – 1 ПВТ9 5,6 2996 3 5,43 269 1179,1 3 266 1166,5 1105,6 2 ПВТ8 4,0 2929 3 3,88 248,7 1078,2 3 245,7 1065,6 872,4 П – 3,53 3542 3 ПВТ7 1,56 3308 3 1,51 198,3 845 3 195,3 832,4 770,3 ТП 1,56 3308 10 1,404 – – – – – – 4 ПНТ6 0,61 3076 6 0,573 156,9 662 1 155,9 657,8 602,2 5 ПНТ5 0,36 2960 6 0,338 137,8 579 4 133,8 562,2 579 6 ПНТ4 0,21 2856 6 0,197 120,2 504,3 4 116,2 487,5 504,3 7 ПНТ3 0,118 2784 6 0,111 102,3 429 4 98,3 412,2 429 8 ПНТ2 0,054 2656 6 0,051 81,5 341 81,5 341 – 9 ПНТ1 0,023 2540 6 0,022 62,2 260,1 5 57,2 239,2 260,1 К К 0,00374 2339 – 0,00374 27,8 116,8 – 27,8 116,8 – 3.2.3 Матеріальнийбаланс живильної води
/>
де /> – частка витрати пари натурбоустановку ;
/> – втрати пари й води вчастках ;
3.2.4Розрахунок підігрівників високого тиску й турбопривода
 
ПВТ-9:
/>Становимо рівняннятеплового балансу :
/>,
/>=/>

ПВТ-8:
/>з рівняннятеплового балансу :
/>
/>=/> ПВТ-7:
/>Становимо рівняннятеплового балансу :
/>
/>=/>
ЗМІШУВАЧ:
Зрівняння матеріального балансу знаходимо ентальпію живильної води на виході зізмішувача:
/>
/>
Тепловогобалансу :

/>
Знаходимо
/>=692,3 кДж/кг
тоді
/>= 692,3+38=730,3 кДж/кг
/> 1,02-0,1095-0,0544=0,8561
ТУРБОПРІВОД
/>=/>
Теплоперепадпари в ТП :
/>=(3308-2828)=480 кДж/кг
3.2.5Розрахунок підігрівників низького тиску.
 
ПНТ-6:
/>Становимо рівняння теплового балансу :
/>
/>0,0303

ПНТ-5із крапкою змішування :
Становиморівняння теплового балансу :
/>
Становиморівняння матеріального балансу :
/>
Звідси
/>
/>
 
(2960-579-487,5+540,3)/> 0,8561(562,2-487,5)-(0,041+0,0303)·
602,2+504,3-579-487,5)-/>(504,3-487,5) ;
/> рівняння (1) ;
ПНТ-4:
Становиморівняння теплового балансу :
/>/>

/>
(2856-504,3)·/> (0,8561-0,041-0,0303- />)·(478,5-412,2) –
— (0,041+0,0303+/> )·(579-504,3) ;
2427 /> ; звідси
/>рівняння (2) ;
Підставиморівняння (2) у рівняння (1) і знайдемо :
/>
/>
Знаходимо:
/>
/>
ПНТ-3:
/>
Рівняннятеплового балансу:
/>
/>
ПНТ-2:
Становиморівняння матеріального балансу/> />:
/>
де />
Становиморівняння теплового балансу :
/>
Знаходимо
/>
тоді />
ПНТ-1:Рівняння теплового балансу:
/>
/>
/>
3.2.6Розрахунок теплофікаційної установки
Дляпостачання житлового селища теплом, у теплову схему включена теплофікаційнаустановка тепловою потужністю Qт=60 Мвт.
Застосованосхему двухступінчатого підігріву мережної води(основного й пікового бойлерів).Температура прямої води 130 С, температура мережної води 70 С. Недогрівмережної води в ПРО і ПБ становлять Өпро=12 С ,Ө пб=8 С ;
Ентальпіїмережної води :
hвх=tвх·4,19=70·4,19=293,3кДж / кг
hвих=tвих · 4,19 =130 · 4,19 = 544,7 кДж / кг
hс = tоб · 4,19 =(tоб-Өоб) · 4,19 = (119-12)·4,19 = 448,3 кДж / кг
Становиморівняння теплового балансу, для пікового бойлера :
/>

/> кг / з
де Gсв- кількість мережної води необхідної для відводу
60 МВттепла
 
/> кг / з
Становиморівняння теплового балансу, для основного бойлера:
/>
/> кг / з
Знаючивитрату пари на турбіну з розрахунку теплової схеми блоку 300 МВт працюючому наконденсаційному режимі визначаємо частки витрати пари на бойлера :
при /> 950 т/г = 263,9 кг / з
/> ; /> ;
3.2.7Відомість балансу по витрати пари й потужності
Визначаємочастки пари, що гріє, по відборах:
/>=/>                          />=/>
/>=/>                          />=/>
/>        />=/>
/>=/>                          />=/>
/>=/> />=/>
/>=/>Визначенняеквівалентного теплоперепада й дійсної витрати пари.
Дійснавитрата свіжої пари на турбіну :
/>, де
/>
HЭКВ=1225,59кДж/кг />hпп=613кдж/кг
ДО=249,78кг/зВитратипари на регенеративні підігрівники:
/>
Д1=13,59кг/з                          ΔДтп= 8,49кг/з
Д2=27,35кг/з                          Д7=5,57 кг/з
Д3=38,17кг/з                          Д8= 7,34кг/з
Д4=16,59кг/з                          Д9=9,22 кг/з
Д5=6,32кг/із                           ДК=134,13 кг/зВизначенняпотужностей працюючих потоків
Ni=Дi∙(ho-hoi)ηм ηг
N1=4315,1кВт
N2=10479,97кВт
N3=23379,13кВт
N4=13933,28 кВт
N5=6026,37 кВт
ΔNТП=4301,54кВт
N7=6271,93кВт
N8=9185,72кВт
N9=12586,59кВт
NК=209527,2кВт
Сума ∑ Nі=300006,78кВтПоказникиенергетичної ефективності
1.Повнавитрата теплоти на турбоустановку (ту):
/>=605920,15 кДж/кг
де Дпп=До-Д1-Д2=249,78-13,59-27,35=208,84кг/з
2.Абсолютнийелектричний КПД ТУ:
/>/>=0,4951
3.КПД енергоблоку брутто:
/>=0,4951·0,894·0,987=0,4369, ГДж
/>=0,894, />=0,987
4.КПД енергоблоку нетто:
/> — виробленняелектроенергії на власні потреби.
/>=0,3757 η/>

5.Питомі витрати умовного палива брутто й нетто:
/>=281,53/> , />=327,4/>
6.Питома витрата теплоти на брутто й нетто:
/>=2,289, />=2,662
3.3Розрахунок реальної теплової схеми в експлуатаційномурежимі
На діючоїЗуєвській ТЕС потужність в експлуатаційному режимі становить у середньому 275Мвт. Зміна параметрів відбувається шляхом прикриття регулювальних клапанів припостійному початковому тиску, тобто дроселірованієм.
 
3.3.1Визначення початкових параметрів пари
Визначаємопочаткові параметри пари перед регулюючим клапаном по формулі Флюгеля-Стодола :
/>
т.к.параметри пари перед регулюючим щаблем перебувають в області сухої пари, товиправлення
/>

Дляпершої ітерації виправлення дорівнюємо
/>
Тоді />МПа
томущо /> ;
Знаходимотемпературу пари при цьому тиску :
/> З ;
другаітерація:   />МПа
температурапари складе :
/> З
третяітерація:   />МПа
розрахуноккінчений.
 
3.3.2Основні параметри пари
Початковийтиск перед регулювальними клапанами складе
/> МПа;
температурапари складе :
/> З
тиску холодному промперегріві складе :
/> МПа;
Втратитиску в тракті промперегріву визначається з [4] і становлять />Рпп = 8,5% ;
Тодітиску гарячого прома складе :
Ргп=0,915 * Рхпп = 0,915 * 3,668 = 3,358 МПа
Визначаємоосновні ентальпії пари з H-S діаграми :
/>=3328 кДж/кг
/>=2876 кДж/кг
/>=3542 кДж/кг,
/>=2762 кДж/кг
/>=2316 кДж/кг
Приймаємотиск у конденсаторі середньорічне значення по [4] Pк=0,0067 МПа
ВизначаємоККД ЦВТ, ЦСТ, ЦНТ і регулюючого клапана з [4] значення становлять :
/>                                                />
/> />
/>
Визначаємодійсний стан пари за ЦВТ, ЦСТ, ЦНТ :
/>=2973 кДж/кг
/>=2836 кДж/кг
/>=2383 кДж/кг
Визначаємопараметри пари за регулюючим щаблем:
/> кДж/кг

де /> кДж/кг – теоретичнийтеплоперепад у регулюючому клапані .
/> кДж/кг
Тискпари за регулюючим клапаном складе: /> МПа;
Визначаємопараметри пари по регенеративних відборах з H-S діаграми в системі регенерації.Всі дані заносимо в таблицю 3.3.1
Таблиця3.3.1 — Параметри пари по регенеративних відборах .
Номера
відборів Тиск пари у відборах Ентальпія пари у відборах, кДж / кг Питомі об’єми в номінальному режимі, м/кг Питомі об’єми в реальному режимі, м/кг 1 5,14 3044 0,046 0,049 2 3,67 2973 0,059 0,0685 3 1,43 3293 0,2026 0,2208 4 0,559 3054 0,382 0,474 5 0,33 2940 0,5952 0,7054 6 0,193 2836 1,0056 1,113 7 0,108 2748 1,591 1,716 8 0,0495 2624 2,892 3,324 9 0,0211 2514 6,311 7,364
Зурахуванням втрат тиску в ресивері: />Р рес= 2%
Тискперед ЦНТ складе :
Р06/= Р06 */> Ррес =0,193 *0,98=0,189 МПа;
3.3.3Визначення тиску пари в підігрівниках з урахуваннямвтрати тиску в трубопроводах пари, що гріє.
 
Втратитиску визначають по формулі :
/> % ;

Тиску підігрівнику визначається по формулі:
/> МПа;
Таблиця3.3.2 — Тиск пари в підігрівниках.
Номер
підігрівника Втрати тиску в ТП Тиск пари в підігрівниках проектні експлуатаційні ПВТ 9 3 2,69 5 ПВТ 8 3 2,93 3,56 ПВТ 7 3 2,75 1,39 ПНТ 6 6 5,89 0,526 ПНТ 5 6 5,96 0,31 ПНТ 4 6 5,58 0,182 ПНТ 3 6 5,44 0,102 ПНТ 2 6 5,8 0,0466 ПНТ 1 6 5,89 0,01099 ТУРБОПРІВОД 10 9,17 1,29
 
3.3.4Підігрів живильної води й основного конденсату всистемірегенерації
Злітератури [8] визначаємо підігрів живильної води й основного конденсату вкожному підігрівнику системи регенерації.
Підігріввизначається по формулі:
/> З; де
/> – температура води післяi-того підігрівника;
/> – температура води до i-тогопідігрівника;

Таблиця3.3.3 — Величина підігріву живильної води й основного конденсатуНомер підігрівника Величина підігріву в проектному режимі, З Величина підігріву в розрахунковому режимі, З ПВТ 9 29 29 ПВТ 8 43 43 ПВТ 7 28 24 ПНТ 6 20 20 ПНТ 5 15 15 ПНТ 4 26 26 ПНТ 3 22 22 ПНТ 2 25 25 ПНТ 1 24,5 12,8
3.3.5Визначення недогріву живильної води й основного конденсату в підігрівниках
Недогріввизначається з формули :
/> ;
де, /> — нагрівання охолодженоїводи в конденсаторі.
/> ; де />;
Таблиця3.3.4. — Величини недогріву в підігрівникахНомер підігрівника Величина недогріву в проектному режимі ,Ө З Величина недогріву в експлуатаційному режимі, Ө З ПВТ 9 3 2,67 ПВТ 8 3 2,64 ПВТ 7 3 2,29 ПНТ 6 1 0,87 ПНТ 5 4 3,67 ПНТ 4 4 3,61 ПНТ 3 4 3,63 ПНТ 2 ПНТ 1 5 2,38
3.3.6Відомості балансу по витраті пари й потужності
Часткивідборів пари залишаються незмінними, і рівні як і в розрахунку проектної схемив пункті 3.1 за винятком часток відборів під номерами 3, 6, і 9. Також увиді малої зміни режиму роботи блоку незначно змінюються й частки мережнихвідборів, тому їх приймаємо незмінними з розрахунку проектної схеми .
Тоді:
/>=/>                     />=/>
/>=/>                        />=/>
/> />=/>
/>=/>                />=/>
/>=/>
/>=0,1006
/>=/>
Часткавитрати пари в конденсатор визначаємо по формулі :
/>=/>Визначенняеквівалентного теплоперепаду :

/>
HЭКВ=1165,14кДж/кг />hпп=613кдж/кг
Витратасвіжої пари на турбіну :
/> кг/зВитрати пари нарегенеративні підігрівники:
/>
Д1=13,1кг/з                            ΔДтп= 5,49 кг/з
Д2=26,37кг/з                          Д7=5,37 кг/з
Д3=32,68кг/з                          Д8= 7,08 кг/з
Д4=15,99кг/з                          Д9=4,65 кг/з
Д5=6,09кг/із                           ДК=134,99 кг/зВизначенняпотужностей працюючих потоків
Ni=Дi∙(ho-hoi)ηм ηг
N1=3645,9кВт
N2=9174,1кВт
N3=19343,9кВт
N4=13209,9 кВт
N5=5711,6 кВт
ΔNТП=2437,8кВт
N7=6046,7кВт
N8=8832,6кВт
N9=6302,3кВт
NК=200287,4кВт
Сума ∑ Nі=275192,2кВт
3.3.7Техніко — економічні показники
1.Повнавитрата теплоти на турбоустановку (ту):
/> кДж/кг
де Дпп=До-Д1-Д2=240,84-13,1-26,37=201,37кг/з
2.Абсолютнийелектричний ККД ТУ:
/>/>=0,4785
3. ККДенергоблоку брутто:
/>=0,4951·0,894·0,987=0,42222,
де />=0,894, />=0,987
4.ККД енергоблоку нетто:
/>
/>=0,3631 η/>
5.Питомі витрати умовного палива брутто й нетто:
/>=291,33/> , />=338,73/>
6.Питома витрата теплоти на брутто й нетто:
/>=2,369, />=2,754
 
3.4Тепловий розрахунок конденсатора турбоустановки ДО-300-240
Тепловийрозрахунок конденсатора турбоустановки ДО-300-240 Зуєвській ТЕС проводиться вреальному режимі при заміні латунних трубок на мідно-нікелеві трубки типуМНЖ-5-1
Таблиця3.4.1 Вихідні даніВихідні дані Використовуючи латунні трубки Використовуючи трубки типу МНЖ-5-1
1. Витрата пари через конденсатор Dк, кг/з
2. Тиск пари в конденсаторі Рк, кПа
3.Номінальна витрата охолодженої води G, кг/з
4. Температура охолодженої води tв, 0С
5. Швидкість води в трубках />, м/с
6.Діаметр трубок, мм
7. Коефіцієнт чистоти трубок />
8.Число ходів у конденсаторі, z
9.Матеріал трубок
10. Різниця ентальпії пари й конденсату qк=hк-hк/, кДж/дог
145
6,7
8833
15
2
28/26
0,7
2
2223
139
4,9
8819
15
2
28/26
0,82
2
МНЖ-5-1
2208
Обчислюємокоефіцієнт теплопередачі,/> Вт/м2Допо формулі Л. Д. Бермана вираженої за допомогою коефіцієнтів-співмножників:
/>; Вт/м2ДО;
Розрахункий результати зводимо в таблицю 3.4.2

Таблиця3.4.2 Розрахунок коефіцієнта теплопередачіВеличини, що розраховують Формула розрахунку Результат використання латунних трубок використання трубок марки МНЖ-5-1
1. Коефіцієнт чистоти поверхні трубок/> Приймаємо, по літ.[8] 0,7 0,82
2. Співмножник, що враховує впливи швидкості охолодженої води
/>,
де:/> 0,9929 0,9917
3.Співмножник, що враховує вплив температури охолодженої води
3.1 Парове питоме навантаження [г/м2з]
/>
де:/>/>
0,8429
0,4516
9,5
0,8335
0,4543
9,12
4. Співмножник, що враховує число ходів у конденсаторі
/> 1 1
5. Співмножник, що враховує вплив парового навантаження
/>
/>
/>
/>
6. Коефіцієнт теплопередачі [Вт/м2ДО]
/> 2275,8 2614,4
СпіввідношенняКлат. труб./КМНЖ-5-1= 2614,4/2275,8=1,149;
Утакий спосіб внаслідок зниження /> -коефіцієнта чистоти трубок з /> до />, відбулося зниженнякоефіцієнта теплопередачі на ~ 13%; [8]

Таблиця3.4.3 Розрахунок кінцевого тиску в конденсаторіНайменування Формула розрахунку Результат використання латунних трубок використання трубок марки МНЖ-5-1
1. Нагрівання охолодженої води, 0С
/>
де: /> – кратність охолодження
/>
8,71
61
8,65
61
2. Температура охолодженої води на виході з конденсатора, 0С
/> 23,71 23,65
3. Температурний напір,0С
/> 5,6 4,46
4. Температура конденсації пари, 0С
/> 29,31 28,11
5. Кінцевий тиск у конденсаторі, бар.
/> 0,0412 0,0378
Зотриманих розрахунків видно, що використання трубок марки МНЖ-5-1 даєможливість зменшити температурний напір і температуру конденсації пари й тимсамим зменшити кінцевий тиск у конденсаторі.
Використаннятрубок марки МНЖ-5-1 сприяє більшому коефіцієнту теплопередачі й поліпшеномувакууму в конденсаторі.
 
3.4.1Визначення оптимальних строків чищення поверхонь теплообміну конденсаторівпарових турбін
У цейчас, при експлуатації застарілого обладнання ТЕС і АЕС і різкої зміни графіківелектричних навантажень, одним з ефективних способів підвищення економічності єрозробка й впровадження профілактичних заходів щодо усунення й попередженнявідмов у роботі встаткування. Для конденсаційних установок, одним з істотнихспособів є чищення поверхонь конденсаторів. Ефективність чищення конденсаторівбагато в чому визначається строками й способами чищення. Пропонується методикавизначення оптимальних строків чищення з урахуванням температури охолодноїводи, її забруднення, режиму роботи енергоблоку й вибору оптимального способудля умов конкретних ТЕС і АЕС.
Оскількинайближчим часом проблеми реабілітації ТЕС не можуть бути вирішені шляхомглобальних реконструкцій устаткування, то на нашу думку одним з реальнихваріантів є вдосконалювання режимів експлуатації встаткування, як окремихелементів (казанів, турбін, генераторів), так і енергоблоків у цілому. Длярішення цього питання необхідна оптимізація режимів експлуатації, з урахуваннямдосягнення вітчизняної й світової науки в області енергетики й новихтехнологій.
Доситьістотний вплив на показники ефективності ТЕС роблять низькопотенційнікомплекси, і їхній основний елемент конденсатор. Зміна режимів роботиенергоблоків і якості охолодженої води приводять до інтенсивного забрудненняповерхні теплообміну конденсаторів, а отже до зниження вакууму й значному ростувитрат на підтримку чистоти поверхонь охолодження конденсаторів [8],[18].Забруднення конденсаторів приводить:
— дозниження потужності енергоблоків (недовиробіток електроенергії);
— призбільшенні тиску на 1 кПа потужність турбіни в конденсаційному режимізменшується на 0,8 — 0,9% або настільки ж зростає питома витрата палива;
— збільшенню експлуатаційних витрат;
— допогіршення економічності енергоблоків.
Одночасноіз цим підтримування чистоти конденсаторів вимагає додаткових витрат, приводитьдо недовиробітку електроенергії в період чищень [9]. У цьому зв’язку виникаєпроблема оптимізації режимів чищення конденсаторів.
Воснову математичної моделі визначення оптимальних строків чищення поверхоньконденсаторів прийнята методика [12], що удосконалена авторами шляхом обліку йаналізу багаторічних статистичних даних умов експлуатації елементів низькопотенційнихкомплексів енергоблоків Змиївської ТЕС, Зуєвської ТЕС, Запорізької АЕС.
Відмінністьпропонованої методики визначення оптимальних строків чищення від існуючих полягаєв наступному:
Замістьнезалежної оптимізації кожного інтервалу між чищеннями [12]- [15] пропонуєтьсяоптимізація на деякому характерному інтервалі часу Т. За час вибираєтьсяміжремонтний період. У цьому випадку реалізується оптимальне розташування натимчасовій осі моментів відключення конденсатора на очищення, тобто
/>,                                             (3.4.1)
де k- кількість відключень конденсатора на чищення за міжремонтний період;
Т — міжремонтний період блоку, година;
∆τ — тривалість чищення конденсатора, година;
/> – оптимальний інтервалміж двома чищеннями, година;[8].
Пропонуєтьсяоблік нерівномірності температури охолодної води за період Т шляхомперерахування проміжків між чищеннями, тобто введення нерівних інтервалів міжчищеннями протягом часу Т.
Увсіх існуючим нині методиках як експериментальний матеріал беруться аборезультати обробки даних поточного контролю за роботою конденсатора, аборезультати випробувань досліджуваного конденсатора.
Упропонованій же методиці вибирається напіваналітична модель забрудненняконденсатора залежно від якості охолодженої води й умов станції, таким чином,тиск у забрудненому конденсаторі прогнозується по цій моделі.
Послідовністьвизначення оптимальних строків чищення за пропонованою методикою наступні:
1)Через участь реального енергоблоку в регулюванні потужності енергосистемивводиться поняття середньої потужності />,рівної среднєїнтегральної за певний характерний період і, що розраховує пографіку навантаження енергоблоку. Витрата пари /> т/година,що відповідає розрахованої середньої потужності
/>,                                             (3.4.2)
де/> – витрата пари, щоподається в конденсатор при номінальному режимі, т/ч.
/> – номінальна потужністьблоку, Мвт.
2)Будується залежність зміни температури охолодженої води на вході в конденсаторвід часу на досліджуваному періоді Т, дані прогнозуються вперед за досвідченимзначенням попереднього року аналогічних днів і місяців. Визначається середньоінтегральна температура /> охолодженоїводи />за період Т.
3) Понормативним характеристиках [15], [18] конденсатора того ж типу, що йдосліджуваний, але з максимально чистої в умовах електростанцій охолодженоюповерхнею, будується залежність зміни тиску в конденсаторі від температуриохолодженої води при тих же режимних параметрах витраті пари, витраті води
Поцій залежності визначається тиск у чистому конденсаторі /> при даній витраті пари,витраті води й середньо інтегральної температурі охолодженої води.
Урезультаті досліджень математичної моделі забруднення отримані значення дляступеня «n» в (17) n ~ 0,5 – 0,85, у багатьох випадках (призбільшенні температури охолодженої води) ступінь «n» наближається доодиниці, а залежність /> – до лінійного,що відповідає отриманим раніше даним з літературних джерел (наприклад, [12],[15]). Критерій Фишера у всіх розрахованих варіантах мав високе значення,значно більше табличного значення критерію Фишера, що гарантує адекватністьмоделі.
4)Визначення оптимального строку чищення
У цейчас конденсаційні установки великих турбін ТЕС і АЕС проектуються таким чином,щоб можна було реалізувати можливість відключення частини конденсаційноїустановки на чищення без останова всього блоку. Тому необхідно врахуватиступінь зменшення потужності при відключенні частини конденсатора на чищеннякоефіцієнтом «З», величина якого визначається по даним контролюперсоналу станції за роботою турбоагрегату
/>,                                                   (3.4.3)
де /> – потужність, вироблюванаблоком після відключення частини конденсатора на чищення, Мвт.
Математичнеформулювання завдання мінімізації сумарних втрат внаслідок забрудненняконденсатора, пов’язаних з недовиробітком електроенергії й перевитратою палива,витратами на замикаючу електроенергію в періоди чищень і витратами на їхнєпроведення, може бути представлена у вигляді:
/>, (3.4. 4)
де />/> -питома витрата палива, г. у.п. /(кВт година)
/> – вартість 1 т умовногопалива, грн. /т.у.п.
/> – витрати на чищення,грн.
Утакий спосіб у порівнянні з [12] у даній методиці враховується час на чищення конденсатора∆τ, що вносить досить істотне виправлення й підвищує якістьпланування періодів чищень. Для варіантів, коли />,з обліком
/>                        (3.4.5)
одержуємоповний збіг c методикою [12]. Тобто дана методика є узагальненням і розвиткуметодики [12], у якій прийнята умова ??
Використовуючистандартні програмні методи пошуку оптимуму системи визначається мінімумфункції Ф у крапці />, після чогомаємо можливість визначити оптимальне число чищень конденсатора за період Т.
Висновок.
Запропонованометодику визначення оптимальних строків чищення конденсаторів парових турбін,шляхом мінімізації сумарних втрат внаслідок забруднення поверхонь нагрівання. Навідміну від існуючих методик, дана методика враховує час чищення/> , що дає можливості для оптимальноговибору способу чищення, для конкретних умов експлуатації ТЕС і АЕС. Данаметодика може бути застосована при різних методах чищення конденсаторів:механічної, хімічної, термічної, гідравлічної, кулькової й ін.
 
3.5Висновки про необхідність заміни латунних трубок на трубки марки МНЖ-5-1
 
Знаведеного вище матеріалу, можна зробити висновки: одним з факторів погіршенняекономічності Зуєвській ТЕС є перевищення фактичного кінцевого тиску пари, щовідробило, Ркфакт=0, 00679 МПа в конденсаторі над нормативним кінцевим тискомРкнорм=0, 0034 МПа, тобто Ркфакт>Ркнорм.
Ценевідповідність можна пояснити тим, що споконвічно Зуєвська ТЕС працює насистемі охолодження від градирень, що підвищує тиск на вихлопі турбін упорівнянні з розрахунковим тиском і тим самим підвищує тиск у конденсаторі вищепроектного. Ця проблема ставати актуальною в літню пору через збільшеннятемператури повітря до 40 0С, і збільшенням температури охолодженоїциркуляційної води до 20÷25 0С, все це позначається впідсумку на тиск у конденсаторі.
Дооднієї з головних причин можна віднести використання в трубках конденсатора, наЗуєвській ТЕС, матеріалу з меншими теплопередаючими якостями, що погіршує теплообмін уконденсаторі й підвищує тим самим кінцевий тиск у ньому. Тому потрібно приділятиособливу увагу заміні трубок у конденсаторі на тих блоках, де використаютьсятрубки з малими теплопередаючими властивостями.

4.Дослідження параметрів роботи низькопотенційного комплексу
 
4.1Сполука, структура й призначення НПК
 
Низькопотенійнийкомплекс (НПК) ТЕС і АЕС, схема якого наведена на мал.4.1, є одним знайважливіших технологічних ланок електростанцій[8].
/>
Мал. 4.1 Схема НПКТЕС і АЕС із індивідуальною системою технічного водопостачання.
Доскладу низькопотенційного комплексу сучасних електростанцій прийнято включати[8,26]:
– конденсаційні установки пари (2), що включають в себе конденсатні насоси(3), пристрої (ежектори) (4) з охолоджувачами (5), підігрівник низького тиску(6);
– системи технічного водопостачання (СТВ), що включають джерелаводопостачання й прохолоджують пристрої (8) (водойми, градирні, бризкальніустановки або їхні комбінації), циркуляційні насоси (10), трубопроводиохолодної води (11), фільтри циркуляційної води (9) і систему водоводів(падаючих і скидних);
– останні щаблі або частини циліндрів низького тиску турбін зробочими дисками (7) і вихлопних патрубків для пари, що відробило (1);
– підігрівники низького тиску (ПНТ-1) систем регенеративного підігрівуживильної води;
– регулюючу, запірну й вимірювальну апаратури.
Узавдання НПК входить створення й забезпечення необхідного кінцевого тиску парив турбіні Рк, при високій надійності, довговічності, економічності йекологічній чистоті. Крім цього, НПК може здійснювати: прийом скида через БРОУпари; прийом дренажів з регенеративних і мережних підігрівників; підігрівимережної води на ТЕЦ; деаерацію основного конденсату й т.п.[31]
4.2Вплив режимів роботи НПК на ефективність роботи енергоблоку
 
Найбільшістотний зв’язок НПК із енергоблоком здійснюється через кінцеві параметри пари(Рк, tк) і витрата електроенергії на привод насосів комплексу, тобто НПКвпливає на економічність ТЕС, впливаючи на їх КПД[8]:
/>, (4.1)
де /> – КПД турбоустановки;
/>– абсолютний внутрішнійКПД турбіни (4.2)

h=f(PK), h/=f (PK) – ентальпія пари, щовідробило, і його конденсату.
Яквидно з вираження (5.1), кінцевий тиск впливає на КПД турбоустановки й витратуелектроенергії на власні потреби електростанції />. Сумарна величинавтрат розташовуваної енергії в НПК для енергоблоків ТЕС потужністю 300-1200 МВтстановить 7-8 % для систем водопостачання з водоймами-охолоджувачами йвипарними градирнями й 8-10% для систем з радіаторними й сухими градирнями[23].
Оскільки в області НПК пар у проточній частині турбіни має низькийпотенціал, то оцінювати вплив зміни термодинамічних параметрів енергоносіїв напоказники роботи ТЕС прийнято по впливі його на зміну потужності відсікутурбіни, розташованого між останнім регенеративним відбором і вихлопнимпатрубком, або останнього щабля турбіни (∆NК). При цьому,беручи до уваги складність НПК і взаємозалежність його елементів, необхідновраховувати вплив зміни Ркне тільки на Nк, але йна перерозподіл потоків енергії в цих елементах. Т. е. зміна тиску Ркприведе до зміни: потужності електроприводів циркуляційних (Nцн) іконденсатних (Nкн) насосів; витрати пари, води абоелектроенергії на привод пристроїв (Nэж); витрати пари (Днд)у ПНТ-1, внаслідок зміни температури конденсату tКі,внаслідок, цього до зміни потужності між останнім відбором і вихлопнимпатрубком (Nнд). Для випадку, коли за якимись причинами, тиск уконденсаторі зростає (+DРК), рівнянняенергетичного балансу буде мати вигляд:
DNкп=-DNк+DNцн+DNкн+DNэж+DNнд, (4.3)
т. е. оптимальному значенню тиску пари в конденсаторі Рк=орtбуде відповідати мінімальне зниження вироблення енергії, тобто -DNКП=min. Ця справедливо також при Q0= const. Отже, яккритерій економічності НПК може бути прийняте значення збільшення виробленняпотужності відсіку турбіни ∆NКП.[26]
4.3 Дослідження факторів, що впливають на роботу НПК іенергоблоку.
 
4.3.1Вплив зміни кінцевого тиску на роботу турбіни
Тискза останнім щаблем може змінюватися в досить широких межах за рахунок змінипарового навантаження, забруднення трубок конденсатора, погіршення повітряноїщільності вакуумної системи, зміни кількості й температури охолодної води йвнаслідок інших причин, що впливають на режими роботи конденсаційної установки,що приводить до зміни потужності турбіни, а, отже, і блоку в цілому. Длябільшості турбін середніх параметрів зміна тиску в конденсаторі на ±0,98*10-3МПа приводить для всіх навантажень до зміни потужності приблизно на ± 1%номінальній потужності.
Припідвищенні тиску в конденсаторі тепловий перепад на турбіну зменшується,причому це зменшення перепаду доводиться на кілька останніх щаблів. Напруги вцих щаблях зменшуються, зате збільшуються ступені реактивності. При невеликомузбільшенні протитиску зміна реактивності не може викликати значного збільшенняосьового зусилля. При роботі ж з різко погіршеним вакуумом можуть виникнутипобоювання за надійність завзятого підшипника турбіни. Поряд із цим призначному погіршенні вакууму збільшується температура вихлопного патрубкатурбіни, що може викликати расцентровку агрегату й поява неприпустимоївібрації.[18,29]
4.3.2Повітряна щільність конденсатора
Одниміз джерел зниження вакууму в конденсаторі — збільшення кількості повітря.
Повітряй інші гази, що не конденсуються, попадають у конденсатор двома шляхами: з поромі через нещільності вакуумної системи турбіни. Кількість газів, що неконденсуються, вступників у конденсатор з пором, невелике й становить величинупорядку декількох відсотків від загальної кількості, що видаляє з конденсатораповітря. Таким чином, основна кількість газів, що видаляє з конденсатора,становить повітря, що проникає через нещільності елементів турбоустановки, щоперебувають під розрідженням.
Призначному зниженні парового навантаження величина присоса повітря, як правило,збільшується, оскільки під розрідженням виявляються всі нові ділянки корпусатурбіни й регенеративної системи.[36]
Проникненняповітря у вакуумну систему турбіни погіршує роботу конденсатора, викликаючицілий ряд небажаних явищ. Насамперед повітря істотно погіршує коефіцієнттепловіддачі від пари, що конденсується, до стінки конденсаторних трубок,зменшуючи тим самим загальний коефіцієнт теплопередачі в конденсаторі. Значніприсоси повітря можуть викликати перевантаження пристроїв і погіршення вакуумуіз цієї причини.[23]
4.3.3Переохолодження й киснєзміст конденсату
Переохолодженнямконденсату називається різниця між температурою насичення пари при тиску вгорловині конденсатора й температурою конденсату в усмоктувальному патрубкуконденсатного насоса.
Переохолодженняконденсату погіршує економічність установки, оскільки збільшується втрата теплаз охолодною водою й виникає необхідність у додатковому підігріві живильної водиза рахунок пари з регенеративних відборів. Переохолодження конденсату погіршуєдеаерацію конденсату в конденсаторі, що може з’явитися причиною значного заряджанняживильної води корозійно-активними газами.[36]
Підвищеннязмісту кисню в конденсаторі збільшує корозію водяного тракту від конденсаторадо деаераційної установки. Киснева корозія конструктивний металів живильноготракту, крім руйнування металу, викликає замет поверхонь нагрівання казана йпроточної частини турбіни окислами заліза, міді й ін. сполуками, що серйозноускладнює експлуатацію основного встаткування й у ряді випадків приводить до аварійнихположень. Джерелами зараження конденсату киснем можуть бути нещільностізварених сполук конденсатозбірника, у фланцевих сполуках конденсатотпроводів, учепцевих ущільненнях насосів і вакуумних засувок, корпусів насосів, щоперебувають під розрядженням.[29]
 
4.3.4Забруднення конденсатора
Ізусього різноманіття проблем, що виникають у процесі експлуатації конденсаторіводна з основних — відкладення на стінках трубок трубного пучка, що утворяться впроцесі руху по них охолодної води.
Забрудненняконденсаторів з водяної сторони є найбільш частою причиною погіршення вакууму.
Забрудненнятрубок конденсаторів, особливо відкладення на їхній внутрішній поверхні,омиваною охолодною водою, а також забивання трубних дощок і трубок з боку входуводи більшими предметами приводять до погіршення теплотехнічних показниківроботи конденсаторів — коефіцієнта теплопередачі, температурного напору й тискупари, що відробило, у порівнянні з їхніми значеннями для відповідних режимнихумов по нормативних характеристиках.
Характері інтенсивність забруднення внутрішньої поверхні конденсаторних труб іпов’язані із цим порушення їхньої роботи залежать від багатьох факторів, дояких ставиться фізико-хімічна сполука охолодної води, її біологічніособливості, конструкція конденсатора й режим його роботи (швидкість руху водив трубках, температурний перепад і т.д.) і корозійна стійкість конденсаторнихтруб. Можливо випадкове влучення сторонніх предметів, а також змивання йвіднесення з потоком охолодної води елементів конструкцій на циркуляційнихнасосів після обертових сіток [23].
Засвоїм характером забруднення можуть бути розбиті на три групи: а) механічні; б)біологічні; в) сольові.
Механічній біологічні забруднення охолодних трубок і трубних дощок конденсатораприводять до:
– повільному або застійному плину охолодної води в трубках черезїхнє часткове забивання;
– руйнуванню захисного окісного шару з наступною крапковою корозієюмідних сплавів;
– підвищенню місцевої швидкості води на ділянці, де застрягли великічастки, з виникненням швидко прогресуючої ерозії мідних сплавів;
– виразкової корозії трубних дощок через волокнисті забруднення,трави;
– зменшенню охолодної поверхні конденсатора через повне забиванняохолодних трубок;
– збільшенню втрати тиску в конденсаторі через забивання, щопрохолоджують трубок.
Наслідку сольових забруднень охолодних трубок проявляються восновному в:
– прискорення корозії трубок;
– зменшенні прохідного перетину трубок, що веде до скороченнявитрати охолодної води й підвищенню втрати тиску у водяному тракті конденсатора;
– погіршення теплообміну.[29]
4.4Профілактично — оперативна діагностика
 
4.4.1Інформація про відмову
Відмовою,відповідно до теорії надійності, прийнято вважати — порушення працездатностітехнічного об’єкта внаслідок неприпустимої зміни його параметрів абовластивостей під впливом внутрішніх фізико-хімічних процесів і зовнішніхмеханічних, кліматичних або інших впливів.
Упроцесі експлуатації енергоблоків у системі НПК можуть виникати часткові йповні відмови. Повні відмови звичайно відносять до аварій. Часткові відмови восновному характеризуються поломками, які може локалізувати експлуатаційнийперсонал. Причини часткових відмов можна класифікувати на об’єктивні йсуб’єктивні. До об’єктивних причин можна відносити зміна погодних умов (зміна tнар. возд, збільшення барометричного тиску, зледеніння в системіводопостачання, старіння встаткування й т.д.). До суб’єктивних — частковівідмови з вини експлуатаційного персоналу, ремонтників, монтажників і т.п.(погіршення характеристик насосів і ежекторів, забруднення поверхонь нагріванняй охолодження й т.п.).
Природно,перша група відмов — часткові відмови — у більшості випадків може бутипопереджена персоналом станції.
Привиникненні часткових відмов завдання експлуатаційного персоналу полягає нетільки в недопущенні розвитку відмови ( із часткового в повен ), але й упродовження вироблення енергії при високих техніко-економічних показниках,надійності, безпеці й дотриманні вимог екології.[31]
 
4.4.2Виявлення відмови
Для виявлення відмов можуть бутивикористані: штатні прилади й засоби контролю параметрів; непрямі виміри;порівняння з характеристиками й деякі інші способи.
Задаються питомі техніко-економічніпоказники резервів енергосистеми – аварійного, ремонтний і режимного, щозабезпечують заданий рівень надійності енергопостачання.
Джереломодержання даних про розподіли ресурсів деталей і елементів устаткуваннякомплексу можуть бути:
1)дані експлуатації (для аналогічних умов застосування);
2)експертні оцінки;
3)імовірнісні моделі процесів руйнування, що використають розрахунки й дані міцностіабо ресурсних випробувань.
Прироботі конденсаційної установки виробляється періодична перевірка щільностівакуумної системи із установленням присосів повітря, при нормальномунавантаженні не повинні перевищувати 30 кг/годину.
Контрольведеться за:
— гідравлічною щільністю конденсатора за допомогою хімічного аналізу основногоконденсату;
— величиною нагрівання охолодної (цирк води) водою, що повинна бути 7-9 0С;
— температурою й тиском цирк. води на вході в конденсатор;
— вакуумом у конденсаторі;
— нормальною роботою основних ежекторів;
Відшуканнядефектних трубок виробляється шляхом просвічування полум’ям парафінової свічітрубних дощок. Втягування полум’я свічі в трубку свідчить про наявність нещільностіу відповідній трубці.
Ведетьсяконтроль за вібростаном елементів турбоустановки. Якщо вібрація перевищуєприпустимі норми, безупинно зростає або приймає стрибкоподібний вигляд, то цесвідчить про неполадки елементах конструкцій. І як раніше вже було сказано, припідвищенні кінцевого тиску виникає ряд проблем, що приводить до агрегату йнеприпустимої вібрації.[18]
4.4.3Джерела відмови — причини
Наслідкомзниження вакууму в конденсаторі або збільшення Рк може бути:
– порушення енергетичного балансу між теплотою, що підводиться зпарою, що відробила, і охолодженою водою, що відводить;
– збільшення пропуску пари в конденсатор;
– зниження витрати охолодженої води або збільшення температуриохолодної води;
– порушення теплообміну між конденсованим парою й охолодженою водою.
Причиноюцієї відмови є зниження коефіцієнта теплопередачі й збільшення температурногонапору.
Зниженнякоефіцієнта теплопередачі може відбуватися внаслідок:
– забруднення поверхонь охолодження (трубок) конденсаторіворганічними й неорганічними відкладеннями;
– підвищення змісту газів, що не конденсуються, у паровому просторіконденсаторів, в основному повітря, що попадає в конденсатор з парою, щовідробила, через нещільності у вакуумній системі;
– одночасного забруднення й підвищення змісту повітря в парі, щоконденсується.
Збільшення недогріву може відбуватися по цих же причинах.
Причинами збільшення присосів можуть бути:
— порушення роботи кінцевих ущільнень турбіни;
— виникнення тріщин у зварених сполуках;
— деформація фланцевих рознімань;
— присоси через колектор обігріву фланців і шпильок;
— присоси через сальники арматур, що перебуває під вакуумом.
 
4.4.4Вибір оптимального способу усунення відмови (критерій opt)
Відновленняпрацездатності елемента блоку або блоку в цілому — це спосіб перекладу його зістану відмови в працездатний стан. Такою операцією може бути регулюванняелемента або блоку, ремонт або заміна на свідомо справний. Кожної такоїоперації приписується певна вартість.
Длязнаходження оптимальної процедури відновлення працездатності повинен бутизаданий критерій оптимальності. Таких критеріїв відомо, принаймні, три: середнівартості відновлення працездатності, імовірність відновлення працездатності зобмеженою вартістю, вартість усунення відмов із заданою ймовірністю. Принеобхідності оптимізації багаторазового відновлення працездатності найбільшприродний як критерій середня вартість.
Призабрудненнях трубок конденсаторів застосовують очищення трубок. Залежно відінтенсивності забруднення й видів відкладень застосовують різні профілактичніміри. У випадках механічного забруднення застосовують метод промиваннязворотним потоком охолодної води. Також широке поширення одержало кульковеочищення конденсаторів.
Дляочищення трубок від біологічних забруднень застосовують термічне сушіння.
Дляусунення сольових забруднень, тобто утворення накипу на внутрішній поверхнітрубок застосовують хімічну обробку води. У цей час приділяється велику увагубезреагентним методам обробки води: магнітна і ультразвукова обробка.
Прибільше серйозних неполадках виконують ремонт або заміну трубокконденсатора.[30]
 
4.4.5Попередження відмов у роботі обладнання НПК
Однимз ефективних способів забезпечення якісної експлуатації енергоустаткуванняелектростанції є діагностування його стану. Завдяки діагностиці проводитьсяпопередження можливих відмов. Діагностуванням у теорії надійності прийнятовважати постановку діагнозу, тобто процес реалізації технічної діагностики.
Технічнадіагностика — це встановлення й вивчення ознак, що характеризують наявністьдефектів у машинах, пристроях, їхніх елементах і вузлах, для пророкуванняможливих відхилень у режимах їхньої роботи, а також розробка методів і засобівдля виявлення й локалізації дефектів. Таким чином, технічне діагностуванняпокликане забезпечувати плановий технічний стан об’єктів (елементів, підсистемі систем). Технічний стан об’єкта характеризується значеннями параметрів його,установленими технічними (енергетичними для енергетичних об’єктів)характеристиками. Технічний стан об’єкта можуть визначати параметри, щохарактеризують справний і несправний стан об’єктів. До числа основнихвластивостей технічних об’єктів, у тому числі елементів, підсистем і системтеплоенергетичних установок ТЕС і АЕС, що характеризують їхня надійність, можнавіднести: відмови, працездатність і непрацездатність, гранична стандосліджуваних об’єктів і інше.
Визначенняпоняття відмови було наведено вище.
Працездатність- стан об’єкта, при якому він здатний виконувати задані функції, зберігаючизначення заданих параметрів у межах, установлених нормативно — технічноюдокументацією.
Непрацездатність- стан об’єкта, при якому значення хоча б одного параметра, що характеризуєздатність заданих функцій, не відповідає вимогам, установленихнормативно-технічною документацією.
Граничнийстан — стан об’єкта, при якому його подальша експлуатація повинна бутиприпинена із причин: непереборного порушення вимог безпеки, непереборноговідхилення заданих параметрів за встановлені межі (верхні, нижні),непереборного зниження ефективності експлуатації нижче припустимої,необхідності проведення поточного або капітального ремонту.
Длявиявлення й аналізу тих або інших несправностей в устаткуванні і його основнихвузлах і елементах, як правило, використається спостереження за відхиленнямвимірюваних параметрів і інших характеристик цього встаткування. У тихвипадках, коли безпосередні виміри неможливі, застосовуються методи, щоґрунтуються на моделюванні технологічних процесів, або на використанні корелляционнихзв’язків між вимірюваними й не вимірюваними параметрами.
Сучаснийрозвиток засобів вимірів і обчислювальної техніки відкриває нові шляхи дляпідвищення ефективності використання енергоустаткування. Одним з таких шляхів євпровадження в енергетику оперативної технічної діагностики.
Підтехнічною діагностикою розуміється виявлення встаткування й систем ТЕС, щомають погіршені функціональні характеристики, визначення причин, що викликаютьпояву цих дефектів, оцінку допустимості або доцільності подальшої експлуатаціївстаткування з урахуванням прогнозу розвитку виявлених дефектів. Тут, щовиявляє погіршення функціональних характеристик ставиться до показників, якнадійності, так і економічності.
Принципововажливо з позицій способів одержання й використання діагностичної інформаціїрозділити загальний комплекс діагностування стану енергетичного обладнання назавдання оперативної й так називаної «ремонтної» діагностики.Ремонтна діагностика здійснюється на зупиненому обладнанні в процесі йогоревізій і ремонтів; його основу крім візуальних обстежень становить неруйнуючийконтроль стану металу. На відміну від цього оперативна діагностика здійснюєтьсяна працюючому обладнанні й використає в основному методи функціональногодіагностування.[24]
 
4.4.6Занесення в банк даних
Проведенняцієї операції необхідно для збору інформації про всі можливі відмови. Завдякиїй виявлення відмов стало більше спрощеним процесом, оскільки, наприклад, маючибільші відхилення параметрів і інформацію в банку даних про всілякі причини йнаслідки, можна робити висновки про порушення, що відбуваються, і миттєвопереходити до їхнього усунення. Це дозволяє заощаджувати на засобах і часі і єу свою чергу дуже ефективним.
Занесенняінформації в банк даних здійснюється в процесі експлуатації при кожномувиявленні неполадок.

4.5Оптимізація режимів роботи НПК
 
У цейчас близько 80% енергоблоків ТЕС відробили свій ресурс, одночасно із цимвикористають палива з більше низькою теплотою згоряння, що привело до зниженняїхньої потужності на 10-12%. Проблему часткової реабілітації енергоблоків можнавирішити шляхом оптимізації режимів експлуатації НПК.
Узавдання НПК входить:
— вибір оптимального варіанта з можливих;
— приведення НПК в оптимальний стан.
Процесоптимізації НПК дуже складний, не тільки тому, що НПК являє собою складнусистему, але й тому, що НПК – це елемент більше складної системи — енергоблок,електростанція. В енергетику як розрахунковий параметр прийнятий кінцевий тискРк.
Такимчином, завданням оптимізації НПК є вибір Рк. –opt.
Длярішення даного завдання необхідно визначити критерій оптимізації. У якостітакого звичайно приймають:
притермодинамічній оптимізації ККД турбоустановки ηту, питомівитрати теплоти qту й т.д.;
притехніко-економічної – наведені розрахункові витрати або і їхню змінну частину />З.
Оцінитикількісно вплив кінцевого тиску Рк на теплову економічністьтурбоустановки в реальних умовах дуже складно, тому що економічний вакуум навиході з турбіни завжди нижче економічного (граничного) через втрати на виходіз турбіни; втрати з вихідною швидкістю пари; зміна вологості пари, що впливаєна ηoi.
Економічнийвакуум у конденсаційній установці нижче економічного вакууму турбіни черезтермічні опори поверхонь охолодження конденсатора, витрати енергії на привід конденсатнихнасосів і ежекторів.
Зогляду на складну залежність між ККД турбоустановки ηту, ККДелектростанції (ηс), питомих витрат (qэ, bу)змінної частини розрахункових витрат />З=f(ηс)від економічного вакууму енергоблоку ( із НПК), прийнято оцінювати впливвакууму на роботі енергоблоку по збільшенню потужності.
Найбільшкращим методом дослідження в цей час вважається метод математичногомоделювання, з використанням елементів аналітичного методу (енергетичниххарактеристик) і інформативних даних про поточні параметри.
Вирішуватипитання оптимізації НПК необхідно з використанням сучасних систем технічноїдіагностики (СТД).[29]
4.6Розробка системи технічного діагностування НПК
 
4.6.1Завдання й функції СТД
Оперативнатехнічна діагностика встаткування є розвитком традиційного оперативногоконтролю й органічно входить до складу інформаційних функцій АСУ ТП. Рішеннябільшості завдань оперативної технічної діагностики здійснюється в темпіпроцесу. Таким чином, автоматизовані системи комплексної технічної діагностики(АСКТД) можуть розглядатися як підсистеми інформаційно-обчислювальнихкомплексів (ІОК) АСУ ТП. При цьому для рішення завдань технічної діагностикизалежно від їхньої постановки, структури АСУ ТП і функціональних можливостейвикористовуваної обчислювальної техніки можуть знадобитися як додаткові засобивиміру, так і засобу перетворення інформації, аж до спеціалізованихобчислювальних пристроїв, автономних або інтегрувальних з ИВК.
Длядіагностичних завдань, результати, рішення яких потрібні для пост оперативногоаналізу умов експлуатації устаткування або для довгострокового плануванняексплуатаційного й ремонтного обслуговування, вимога одержання рішення в темпіпроцесу не пред’являється й діагностування може здійснюватися за данимиоперативного контролю не оперативно при необхідності на зовнішній стосовно АСУТП обчислювальної техніки в АСУ ТЕС або енергооб’єднання. Це ставиться,наприклад, до завдань розрахунку вироблення ресурсу або прогнозування зміниекономічності устаткування в процесі експлуатації.
Комплекснийхарактер діагностичного контролю створює передумови для одержання інтегральних оцінокстану устаткування. Це повинне дати можливість використати діагностичнуінформацію не тільки для оперативного керування устаткуванням і постоперативного аналізу умов його роботи, але й для більше обґрунтованогопланування ремонтного обслуговування з урахуванням поточного стану устаткуванняі його прогнозованих змін.
Разомз тим досвід розробки АСКТД і системний аналіз вимог до діагностичногозабезпечення енергетичних об’єктів свідчать про те, що зі збільшенням об’єму,повноти й глибини діагностування труднощі реалізації, освоєння й підтримки вроботі АСКТД не збалансовано зростають. Це в першу чергу пов’язане з об’ємом івимогами до якості вихідної (вимірюваної) інформації, необхідної длядіагностування, із забезпеченням вірогідності й цінності одержуваноїдіагностичної інформації.
Основнимизавданнями АСТД залишаються: підвищення надійності встаткування шляхомпідвищення якості його експлуатації завдяки розвитку й удосконалюваннюдіагностичного контролю; запобігання по можливості, розвитку аварійних ситуаційшляхом виявлення дефектів на ранніх стадіях їхнього розвитку й удосконалюваннясистеми планово-попереджувальних ремонтів з урахуванням фактичного стану й умовексплуатації встаткування, даних про його пошкоджуваність.
Надосягнення цих цілей повинне бути спрямоване рішення кожної із завданьтехнічної діагностики незалежно від того, здійснюється вона в складі функційАСКТД, за допомогою локальної підсистеми автоматизованого діагностичногоконтролю або за допомогою автономного спеціалізованого пристрою.[32]
Виходячиз вище сказаного, можна сформулювати найбільш характерні завдання й функціїСТД:
1.Попередження найбільш імовірних і характерних відмов (часткових або повних) велементах підсистемах і системах ТЕС і АЕС.
Дляцього необхідно:
1.1 На підставі досвіду експлуатації й статистичних даних, визначитинайбільш характерні відмови для розглянутих об’єктів ТЕС і АЕС.
1.2 Мати або розробити характеристики цих відмов.
1.3 Мати або обчислити дані по збитках внаслідок даних відмов.
1.4 Мати або запропонувати системи попередження або попередженняданого виду відмов.
1.5 Визначати витрати на СТД (попередження або попередження відмов).
1.5.1 Капітальні витрати СТД.
1.5.2 Витрати експлуатації СТД.
1.6 Розробити рекомендації з безвідмовних режимів експлуатації даногооб’єкта, з обліком його фактичного стану.
 
4.6.2Функціональні особливості СТД
Структурабудь-якого СТД ТЕС або АЕС повинна бути реалізована на основі чотирьох основнихетапів: моніторингу, експертної оцінки, висновку по відмові й видачі рекомендацій.
МОНІТОРИНГ- (перший етап).
Йогозавданням є:
– виявлення відхилення (відмови) параметрів від значень,передбачених енергетичними й міцностними характеристиками;
– вживання оперативних заходів по усуненню або попередженню відмовивідповідно до типового експлуатаційними інструкціями;
– занесення відмови в банк статистичних даних;
– видача результатів моніторингу в експертну оцінку.
ЕКСПЕРТНАСИСТЕМА (другий етап).
Йогозавданням є:
– визначення місця й причини відмови;
– оцінка збитку в результаті відмови;
– видача рекомендацій з усунення й запобігання відмови;
– оцінка витрат на ліквідацію відмови.
Як методи і засоби експертної оцінки можуть бути використані: данімоніторингу по даній відмові; банк даних по відмовах; алгоритми програм повизначенню відмов; енергетичні характеристики устаткування.
ВИСНОВОК ПО ВІДМОВІ (третій етап).
Завданнямданого етапу є видача рекомендацій з усунення відмови й недопущенню його впроцесі подальшої експлуатації устаткування (при дотриманні правилексплуатації). Для реалізації завдань даного етапу:
– уточнюють причини відмови;
– видаються рекомендації з недопущення подібної відмови всьомуоперативному й неоперативному персоналу станції.
РЕКОМЕНДАЦІЇ З ОПТИМАЛЬНОГО РЕЖИМУ ЕКСПЛУАТАЦІЇ уСТАТКУВАННЯ(четвертийетап).
Завданнямданого етапу є вибір оптимальних режимів експлуатації устаткування по йогофактичному стані з урахуванням надійності, економічності, безпеки,довговічності й інших факторів. Для реалізації завдань даного етапу звичайновикористаються:
– занесення результатів у банк даних підсистеми СТД у складі АСУ ТПенергоблоку;
– Відомі методи оптимізації експлуатації енергоустаткування;
– Можливість алгоритмічного й програмного забезпечення АСУ ТП.
Вибірструктури АСТД і функціональна сполука розв’язуваних завдань діагностуваннявизначається особливостями діагностуємих об’єктів, можливостями інформаційногой технічного забезпечення, ступеня відповідальності цих об’єктів і іншихфакторів.
Приоцінці ефективності роботи АСТД НПК можливі два підходи.
Перший- як критерій економічності розглядається енергетичний баланс [20]. Другий — яккритерій розглядаються термо й гідродинамічні параметри роботи встаткування[25].
Придотриманні певного компромісу в питаннях взаємовиключення, що зустрічаються прирішенні економічних і технологічних завдань, можливе об’єднання цих підходів у двоєдинізавдання.
Вирішальноюумовою успішної реалізації завдань діагностування є ретельне проробленнясистемних питань створення АСКТД. До числа вимог, які, безумовно повинні бутипред’явлені до систем подібного роду ставляться[20]:
– забезпечення приживлюваності діагностичних завдань;
– забезпечення працездатності й надійності функціонування завдань,стійкості їх до впливу систематичних і випадкових помилок, а також відмов уканалах вимірів;
– можливість тиражування системи;
– комплексний характер рішення діагностичних завдань у їхньомувзаємозв’язку, обумовленої єдністю технологічного процесу;
– максимальне використання потенційних можливостей ЕОМ у прийняттідіагностичних рішень;
– можливості кількісного аналізу якості й результатів роботидіагностичної системи.[32]
Досвідрозробки, впровадження різноманітних завдань інформаційного забезпечення йкерування АСУ ТП, накопичений в останні десятиліття. Показує, що лише невеликачастина цих завдань успішно експлуатується надалі. Одна з основних причинтакого положення — недостатня пропрацьованість комплексу різнохарактернихпитань — науково-технічних, ергономічних, психологічну й інших, рішення яких івизначає успішну приживлюваність. Важливі критерії пропрацьованості завдань настадії їх ухвали — корисність і не тривіальність.
Корисністьтого або іншого алгоритму відповідно до завдань АСКТД повинна бути, насамперед,зрозуміла й визнана експлуатаційним персоналом і керівництвом станції, де здійснюєтьсявпровадження.
Не тривіальністьмає на увазі чітке обґрунтування переваг використання алгоритму й застосуваннязасобів обчислювальної техніки. Експлуатація автоматизованих системтрудомістка, вимагає додаткових зусиль по обслуговуванню технічних засобів, атакож по освоєнню й використанню алгоритмів. У той же час на діючому устаткуванніемпірична діагностика ведеться й з позиції персоналу досить успішно. Тому длявизнання того або іншого алгоритму необхідні дві умови — очевидна корисність, атакож неможливість або складність його реалізації традиційними методами безвикористання автоматизованої системи.
Ознаками,що виправдують застосування автоматизованих систем є: якісна й кількіснановизна використовуваних для діагностування залежностей; складністьматематичних залежностей і логічних зв’язків, реалізованих алгоритмом; великакількість параметрів, що визначають стан об’єкта й враховуються алгоритмомдіагностування; великий об’єм пам’яті для довгострокового зберіганняінформації, використовуваної в алгоритмах діагностування, необхідність швидкоїїї обробки; складність «немашинного» аналізу вірогідності інформації;необхідність прогнозування тенденції зміни в часі діагностичних показників зрозрахунком імовірнісних характеристик прогнозу; необхідність виміру йобчислення параметрів недоступних експлуатаційному персоналу.
Уструктурному відношенні СД повинна містити в собі наступні підсистеми:
– збору й зберігання інформації, що надходить від датчиків,установлених на контрольованому устаткуванні;
– первинної обробки й контролю вірогідності і якості вступникінформації;
– базу даних нормативно-довідкової інформації;
– обробки, аналізу й відображення інформації про технічний станконденсаційної установки;
– аналізу інформації про наявні порушення в роботі конденсаційноїустановки для встановлення діагнозу й можливих причин порушень (експертнасистема).[8]
 
4.6.3Система технічної діагностики низькопотенційного комплексу
Систематехнічного діагностування й керування НПК
 теплоенергетичних установок електростанцій призначена для підвищенняекономічності, надійності, довговічності й екологічної чистоти енергоблоків ТЕСза рахунок оптимізації режимів експлуатації НПК.
Системазабезпечує:
– технічну діагностику устаткування НПК з метою підвищеннянадійності, довговічності й екологічної чистоти енергоблоків;
– оптимізацію режимів роботи й експлуатації енергоблоків зурахуванням графіків енергетичних навантажень, справності устаткування,екологічної й метеорологічної обстановок;
– підвищення надійності роботи енергоблоків;
– збільшення міжремонтних періодів експлуатації енергетичного устаткування;
– вибір оптимальних видів ремонтів, модернізації й реконструкції;
– зниження ступеня забруднення навколишнього середовища;
– скорочення витрат палива й водних ресурсів.
Системапередбачає збір інформації про параметри енергоносіїв і стану устаткування змаксимальним використанням штатних приладів, нагромадження бази даних, обробкуінформації на ЕОМ і видачу рекомендацій. Вона може працювати як автономно, такі в складі АСУТП енергоблоку (у режимі підсистеми).
Колозавдань, охоплюваних системою діагностики роботи НПК, містить у собі наступне:
1.Конденсатор:
– визначення фактичних і нормативних показників роботи конденсатора- вакууму, недогріву води до температури насичення, нагрівання води,гідравлічного опору;
– аналіз і з’ясування можливих причин порушення в роботіконденсатора;
– вибір способів установлення оптимальних строків чищення трубок;
– визначення оптимальних строків заміни трубок.
2.Циркуляційні насоси й трубопроводи системи циркуляційного водопостачання:
– визначення характеристик роботи насосів;
– аналіз і з’ясування можливих причин відхилень у роботіциркуляційної системи;
– оптимізація включення й параметрів експлуатації циркуляційнихнасосів.
3Повітряні насоси:
– перевірка відповідності показників роботи ежекторів паспортнимданим;
– аналіз і з’ясування причин незадовільної роботи ежекторів і їхніхохолоджувачів.
4. Конденсатнінасоси
5.Оцінка зниження економічності роботи турбоустановки залежно від стану конденсаційноїустановки.
РеалізаціяСТДУ НПК можлива в рамках різних моделей [20]:
– мінімальної, що забезпечує програмно-інструментальні засоби дляінженерів ТЕС по оперативному контролі (моніторингу) параметрів стану елементівустановки в об’ємі прийнятому на ЕС, зіставленню фактичних значень параметрів знормативними, а також побудова ретроспективи параметрів стану установки йвиявленню тенденцій їхньої зміни, що особливо важливо при низької надійності йточності показань вимірювальних засобів;
– максимальної, утримуючої не тільки підсистеми збору й обробкиінформації, але й реалізуючої крім моніторингу завдання більше високого рівня,експертні завдання по виявленню причин порушень у роботі устаткування й оптимізаційнізавдання, такі як, наприклад, оптимізація роботи системи, оптимізація строківчищення й заміни трубок поверхні теплообміну й т.д.;
– інженерної, що займає проміжне положення по об’єму й складностіміж першими двома.
Урамках мінімальної моделі СД реалізуються завдання безперервного оперативногоконтролю основних параметрів, що характеризують роботу конденсаційної установки(недогрів води до температури насичення пари, тиск у конденсаторі,переохолодження конденсату, зміст повітря в парі, солевміст конденсату й ін.),порівняння фактичних значень цих параметрів з нормативними, розрахованими позакладеним у СД алгоритмам, і при невідповідності фактичного й нормативногозначень видачі повідомлень про порушення режиму експлуатації, а такожаналізуються тенденції зміни того або іншого параметра при впливі на ньогоінших факторів.
Максимальнамодель СД містить у собі мінімальну модель як підсистема. При виявленні врамках цієї підсистеми відхилень і порушень у режимі роботи конденсаційноїустановки підсистема більше високого рівня, проаналізувавши наявну інформацію йдоповнивши її відсутньої, отриманої шляхом моделювання або в діалозі зоператором, ЕОМ формує діагноз технічного стану конденсаційної установки ізвказівкою можливих причин, що викликали порушення її роботи, і видастьрекомендації персоналу для усунення виявлених неполадок. До складу максимальноїмоделі включаються програмні модулі, що реалізують за бажанням користувачапроцедури вироблення прогнозних оцінок по розроблених методиках, а такожрішення перерахованих вище оптимізаційних завдань, які дозволяють підвищитиефективність роботи встаткування шляхом підтримки економічних режимів йогоексплуатації або використання оптимальних схем його включення.[25]
Розробкасистеми технічної діагностики містить у собі:
— вибір методу контролю НПК (моніторинг);
— експертну оцінку;
— висновок.
МоніторингНПК здійснюється шляхом:
— прямого виміру параметрів за допомогою приладів технологічного контролю;
— непрямого виміру (аналітичними методами);
— комбінованим (інтегральним) методом.
Підчас експлуатації НПК повинні, згідно ПТЕ, проводитися наступні заходи:
— профілактика по запобіганню забруднення конденсаторів (обробка охолодної води,кулькове очищення);
— періодичне чищення конденсаторів;
— контроль за чистотою поверхонь охолодження й трубних дощок конденсаторів;поверхонь охолодження в охолоджувачах ежекторів;
— контроль за витратою охолодної води (шляхом прямого виміру по тепловому балансіконденсаторів), оптимізація витрати охолодної води відповідно до її температурий паровим навантаженням конденсатора;
— перевірка щільності вакуумної системи і її ущільнення, при цьому величинаприсоса повітря, у діапазоні зміни парового навантаження конденсатора, неповинна перевищувати норму;
— перевірка водяної щільності конденсатора шляхом систематичного контролю солевмістуконденсату;
— перевірка змісту кисню в конденсаті після конденсатних насосів.
Загальноприйнятимметодом контролю за роботою конденсаційної установки є регулярне порівнянняфактичних експлуатаційних показників його роботи з нормативними показниками,отриманими на підставі випробувань однотипного устаткування при свідомосправному й чистому стані всіх елементів установки
Длясвоєчасного і якісного проведення перерахованих вище заходів здійснюєтьсябезперервний контроль параметрів.
Дочисла основних параметрів, що характеризують роботу НПК, прийнято відносититиск пари, що відробило в турбіні (Рк) і температурний напір у конденсаторі (δt)при заданих значеннях:
— витрати пари (Dк) і охолодної води (Gв) у конденсаторі турбіни;
— температури охолодженої води на вході в конденсатор (tв1).
Ціпараметри визначають ступінь термодинамічної досконалості циклу турбоустановки,характеризуючи величину теплоперепаду залежно від кінцевого тиску. Одночасновони дають можливість оцінки впливу НПК і енергоблоку на навколишнє середовище.
Визначеннятиску пари, що відробило (Рк) виробляється шляхом безперервного виміру штатнимиприладами. Безперервний контроль із використанням штатних СТОСІВ ведеться запараметрами, перерахованими вище.
Значеннятемпературного напору (δt) визначається як різниця температур пари навході в конденсатор (tкп) і охолодної води на виході з конденсатора (t2в),тобто
δt=tкп– t2в, 0С (4.4)

Витратапари в конденсатор може бути визначений з урахуванням видаткового коефіцієнта(Кп), зазначеного в нормативних характеристиках для кожного типутурбін, по формулі:
/>, т/ч (4.5)
де Кп– видатковий коефіцієнт (т/ч)/МПа;
Рп– тиск пари в контрольному щаблі, МПа.
Крімцього витрата пари (Dк) може бути визначений з розрахунку тепловоїсхеми турбоустановки. Цей метод у цей час більше кращий для турбоустановок, щоперебувають тривалий час в експлуатації й значному фізичному зношуванню. Тимбільше, що використання ЕОМ при розрахунку схеми спрощує даний метод і підвищуєйого точність.
Витратаохолодженої води Gв може бути визначений або за допомогоювитратоміра, або по характеристиці циркуляційного насоса, або по витратіелектроенергії й на привод насоса (при заданому тиску нагнітання Рцн,тиску на всасі в насос Рцв і ККД насоса ηцн).
Однакна практиці витрата охолодженої води для потужних енергоблоків частішевизначають із теплового балансу конденсатора:
/>, кг/год (4.6)
де Dк-витрата пари в конденсатор, кг/год;
/> – відповідно, ентальпіїпари й конденсату, кДж/кг;
Св– теплоємність води, кДж/(кг.0С);
∆tв– нагрівання води в конденсаторі, 0С.
Чистотаповерхні трубок конденсатора визначається також аналітично з використаннямзначень: коефіцієнта теплопередач пари, конденсату, температурного напору,температур і витрати охолодженої води або методами, пропонованими нижче.[13]
Найбільшпростим методом визначення коефіцієнта теплопередачі К у конденсаторі єрозрахунок його по формулі:
/>, Вт/0C∙м2 (4.7)
де Fк– поверхня охолодження конденсатори, м2;
δt– температурний напір у конденсаторі, ос.
Експертнаоцінка виробляється за результатами моніторингу, у тих випадках, коли джерело йпричини відмови не очевидні. У цих випадках експлуатаційний персонал або ЕОМзвертаються до банку даних по відмовах, які уведені на згадку ЕОМ, або доексперта. Експертом повинен бути висококласний фахівець із числа працівниківТЕС.
Убанк даних вносять енергетичні характеристики конденсаторів, насосів, ежекторіві т.д. Крім цього вносять характеристики відмов в елементах НПК (їхньоїпричини, джерела, періодичність відмов).
Довисновку ставиться — рекомендації з оптимізації режиму НПК.
Узавдання оптимізації НПК входить:
— вибір оптимального варіанта з можливих (по економічності, надійності й екологічності);
— приведення НПК в оптимальний стан.
Розробкаалгоритму системи містила в собі:
— вибір методу контролю НПК;
— вибір оптимальної кількості параметрів, що характеризують роботу й стан НПК;
— нагромадження бази даних по відмовах у роботі НПК і енергоблоці;
— нагромадження бази даних по способах локалізації відмов.
Послідовністьоперацій, вироблених системою, зображена на мал.5.4.
Основними етапами роботи системи є:
1. Контроль поточних значень параметрів (Ркi, Хkiі т.д.).
2. Порівняння параметрів (Рki=Рко) і видача сигналу.
2.1. При Рki=Ркопродовжувати виконаннязаданого режиму експлуатації.
2.2. При Ркi=Ркой необхідності переходу нановий режим роботи зробити вибір оптимального режиму роботи з урахуваннямзовнішніх умов Nэi, Qmi, tнвi і т.д.
2.3. При Рki¹Рко:
– повторно перевірити коректність виміру параметра прямим і непрямимвиміром Pki=f(tki,t2вi і т.д.);
– перевірити DPki/Dt>.
2.3. 1. У випадку DPki/Dt= 0 (відмова нерозвивається).
Продовжити пошук джерела відмови.
2.3. 2. У випадку, якщо: джерело відмови не знайдений, але DPki/Dt= 0 необхідновибрати оптимальний режим роботи НПК, енергоблоку, станції.
2.3. 3. Джерело відмови не знайдений, але DPki/Dt>необхідновідключати енергоблок.
2.4. При Рki¹Рко й DPki/Dt> — відключитиенергоблок (або ввести резервний елемент НПК).
2.5. Після усунення, локалізації джерела відмови:
4.6.4Алгоритм визначення ступеня забруднення трубок конденсатора
Якуже раніше згадувалося, забруднення з водяної сторони є найбільш частоюпричиною погіршення вакууму. При цьому погіршення вакууму відбувається яквнаслідок збільшення термічного опору за рахунок забруднення трубок, так і зарахунок деякого скорочення витрати води через конденсатор, внаслідок підвищеннягідравлічного опору конденсатора.
Найважливішимексплуатаційним завданням є запобігання забруднення конденсаторів паровихтурбін, а у випадку його виникнення — вишукування способів очищення конденсаторів,з мінімальними витратами праці й по можливості без обмеження навантаження.Інтенсивність забруднення конденсатора залежить в основному від якостіохолодження води, типу водопостачання, пори року й умов експлуатації системициркуляції водопостачання.
Томув цей час необхідно приділяти особлива увага, товщині шаруючи відкладень />.
Увипадку неможливості експериментального визначення />,що характерно для режимів роботи конденсаторів при навантаженні енергоблоку,товщину шаруючи можна визначити аналітично, за методикою розробленій авторами.[31]
Розглянемоприклад розрахунку товщини шаруючи відкладень.
Кількістьпари вступника в конденсатор: /> ;
Витратаохолодної води: />;
Швидкістьохолодної води: />;
Поверхняохолодження конденсатора: />;
Діаметртрубок: />;
Матеріалтрубок: МНЖ 5-1;
Температураохолодної води на вході в конденсатор: />;
Температураохолодної води на виході з конденсатора: />;
Кількістьтеплоти віддачі конденсатора: />;
Визначення товщини шаруючивідкладень у трубках конденсатора
Длявизначення товщини шаруючи відкладення авторами розроблений метод, що дозволяєвизначити середнє значення товщини відкладення в теплообміннику або його одномуз ходів

/>
при />, але з появою відкладень(на внутрішніх стінках трубок)
/> (4.9)
Зрівняння 4.5 і 4.6
/> />
/> (4.10)
Длябудь-якого стану трубок при /> > 0
Зрівняння 4.10
/> — термічний опір шаруючи />;
одержуємо
/> (4.11)
/> (4.12)
/> (4.13)
/> (4.14)
/> (4.15)
де /> — коефіцієнттеплопровідності відкладення відомий з багаторічного досвіду експлуатації або напідставі хімічного аналізу.
/> — розрахунковийкоефіцієнт теплопередачі.
Дляконденсаторів парових турбін “ДО” можна визначити по [8]
/>= коефіцієнттеплопередачі визначається по формулі:
/> (4.16)
де /> – термічний опір шаруючи; />
Визначаємотовщину шаруючи накипу по формулі (4.15)
Визначеннятовщини шаруючи відкладень через нормативний коефіцієнт теплового потоку
Визначаємотовщину шаруючи відкладень іншим способом:
/>, мм (4.17)
Використовуваніформули для розрахунку. Визначаємо нормативний коефіцієнт теплового потоку: З тепловогобалансу конденсатора маємо:
/> (4.18)

/>, кДж;/c/0C (4.19)
де Qk=Dk·/>, кДж/с;
/>= hk – hk/,кДж/кг;
/> — температурний напір уконденсаторі недогрів води до температури насичення конденсату при Pk.[8]
/>, (4.20)
/> (4.21)
/> (4.22)
/> (4.23)
де
/> (4.24)
/> — нагрівання охолодженоїводи в конденсаторі.Визначаємо
/> (4.25)
/> (4.26)
k0Rз+1=/> (4.27)
(k0Rз+1)/> = /> (4.28)
/> (4.29)
Визначаємо/> – товщинушаруючи відкладень по (4.29) Як видно з розрахунків обидва способи рішеннявизначення /> далиоднаковий результат. Визначення залежності коефіцієнта теплопередачі відтермічного опору />
Використовуваніформули для розрахунку:
/>;/> (4.30)
/>;/> (4.31)
/> — товщина шаруючи відкладень змінюється в межах від 0,5·10-3мдо 2,5·10-3м. Знаходимо розрахунковим шляхом зміни ki — коефіцієнтатеплопередачі при повній зміні товщини шару відкладень отримуємо значення ізаноситься в таблицю 4.1
Таблиця4.1: Залежність />Товщина слоя накипу, м
Коефіцієнт теплопровідності />
Термічний опір />
Коефіцієнт теплопередачі
/>, />
0,5·10-3 1 0,0005 1178,31
1,0·10-3 1 0,001 740,65
1,5·10-3 1 0,0015 541,08
2,0·10-3 1 0,002 425,6
2,5·10-3 1 0,0025 351,17

Задопомогою ЕОМ аналогічно були знайдені значення по другому способі визначення /> й потім була, побудованаграфічна залежність, що показана на малюнку 4.5.
/>
Визначення залежності тискув конденсаторі від товщини шаруючи відкладень і температури охолодженої води
Використовуванідля розрахунків формули:
/>, /> (4.32) — коефіцієнттеплопередачі для i-го режиму
/>, />(4.33) — термічний опір дляi-го режиму
/>, /> (4.34) — недогрів води дотемператури насичення на виході з конденсатора.
/> по літ [27]

Отриманідані заносимо в таблицю 4.2
Товщина слоя накипу, />
Терм-яке сопрот-і />,
Вт/м2ДО
Коефіцієнт теплопередачі, ki, />
Недогрів води до температури насичення, />
Температ. конденса-
ції пари
/>
Кінцевий тиск pk, МПа
0,5·10-3 0,0005 1178,31 17 47,7 0,0106
1,0·10-3 0,001 740,65 27 57,7 0,0175
1,5·10-3 0,0015 541,08 37 67,7 0,0276
2,0·10-3 0,002 425,6 47 77,7 0,0419
Задопомогою ЕОМ аналогічно були знайдені значення по другому способі визначення /> й потім була побудованаграфічна залежність, що показана на малюнку 4.6.
/>/>
Малюнок4.6 Залежність тиску в конденсаторі від товщини відкладень /> та температури води, що охолоджує />    

Визначення залежностітермічного опору від товщини шаруючи відкладень у трубках конденсатора
Використовуваніформули:
/> (1) />; — термічний опір шаруючивідкладення;
/> = 1, 2, 3 Вт/м20С — коефіцієнт теплопровідності. Після добутку розрахунків, будуємографічну залежність на ЕОМ, що показана на малюнку/> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />  

/>
Малюнок4.7 Залежність термічного опору від товщини шаруючи відкладень /> у трубках конденсатора при/>
Побудованомограми для визначення товщини слоєвих відкладення в трубках конденсатора.
Післязроблених розрахунків і побудованих графічних залежностей, наведених намалюнках 1, 2, 3 будуємо номограму для визначення товщини шаруючи відкладення втрубках конденсатора на ЕОМ, що наведена на малюнку 4.8.
/>
мал.4.8Номограма для визначення товщини шаруючи відкладення в трубках конденсаторазалежно від термічного опору />,кінцевого тиску />, температуриохолодженої води />

Висновки про зробленідослідження
Урезультаті проведення дослідження визначення товщини шаруючи накипу(відкладення) /> можна зробитинаступний висновок. Обидва способи розрахунку дали однаковий результат, щопідтверджується збігом ліній графічних залежностей на малюнках.
Увисновку необхідно підкреслити, що діагностування енергоустаткування є одним знайбільш діючих способів підвищення економічності, надійності, довговічності, екологічності,соціально-економічної ефективності ТЕС і АЕС в умовах тривалої експлуатації.
1. Практичнацінність проведеного дослідження
Данийспосіб дослідження визначення товщини шаруючи відкладення в трубкахконденсатора був використаний і знайшов широке застосування на діючих блоках300Мвт Змієвської та Зуєвської ТЕС і блоках 1000 МВт Запорізької АЕС, і показавсвою практичну ефективність
 
4.7Вплив надійності теплоенергетичних систем ТЕС на загально станційні показникинадійності, економічності й екологічності
 
Надійність- це властивість об’єкта виконувати задані функції, зберігаючи своїексплуатаційні показники продуктивності, економічності, рентабельності й інші взаданих межах в теченії необхідного проміжку часу або необхідного наробітку.Для стаціонарних теплоенергетичних установок, що представляють собою великі малосерійніремонтовані вироби з більшим терміном служби, поняття надійності можнаінтерпретувати, як властивість відпускати не збережену продукцію (енергію) построго заданому режимі, при цьому зберігаючи експлуатаційні показники в заданихмежах протягом необхідного тривалого наробітку [1].
Яквідомо, до числа основних властивостей теплоенергетичних установок, їхніх агрегатіві елементів устаткування можна віднести наступні: безвідмовність,довговічність, справність, несправність, працездатність, непрацездатність,граничний стан.
Дляхарактеристики надійності роботи енергетичного (ТЕС і АЕС) об’єкта, як правиловикористають наступні поняття:
ушкодження- подія, що полягає в порушенні справності системи її підсистем і елементів,внаслідок впливу зовнішніх впливів, що перевищують рівні, установлені внормативно-технічній документації на об’єкті;
відмова- подія, що полягає в порушенні працездатності енергоблоку, внаслідокнесправності підсистеми (котельні або турбінної установок), елементів (конденсатор, насоси, підігрівники й т.д.).
Відмовиможуть бути повні й часткові. Після виникнення повної відмови підсистеми абоелемента, енергоблок відключається. Після виникнення часткової відмовиенергоблок може залишатися в роботі, але з меншою ефективністю.
Надійністьтеплоенергетичної установки й вхідних у неї елементів у принципі можнавизначити безліччю кількісних показників, у тому числі коефіцієнтом готовностіКг. Коефіцієнт готовності — це імовірність, того що енергоблок або йогоелементи виявляться працездатними, тобто готовими нести проектне навантаження вдовільний момент часу, крім періодів його планових зупинок
Припорядку обслуговування, що передбачає негайний початок відновлення об’єкта, щовідмовив, для визначення коефіцієнта готовності може бути застосована формулі:
Кг=/> , (4.35)
де />0– наробіток навідмову (середнє число годин безвідмовної роботи) год;
/>в – середній часвідновлення працездатності, у результаті повного Nэ =0, абочасткового відмов, N>0, ч.
Використанийу практиці аналізу надійності енергоустаткування коефіцієнт готовності Кг– ураховує тільки повні відмови й не відбиває часткових відмов.
Якпоказує досвід багаторічної експлуатації найбільш характерними, є частковівідмови
Длявизначення величини часткової відмови, що приводить до недовиробіткуелектроенергії можна використати, коефіцієнт часткової відмови Кч [1]
Кч=/> , (4.36)
де:
/>Э – річна не довідпускаелектроенергії, через часткові відмови, кВт год;
Эо — плановий річний виробіток електроенергії, кВт год;
/>Nэч – не довидачапотужності внаслідок відмови, кВт;
/> — тривалість відмови,година;
Nэо– проектна потужність, кВт;
/> – проектне число годинроботи, година.
Приклад1:
Дляенергоблоків 300 МВт
Nэо= 300*103, кВт,
/> = 5*103 година,
/>Nэч = 50*103кВт,
/> = 1*103 година
Кч=0,033, Кг = 0,83

Коефіцієнтчасткової відмови, що приводить тільки до погіршення техніко — економічнихпоказників ТЕУ (теплоенергетичних установок), може бути визначений по формулі(4.43)
/> ,     (4.37)
де:
∆B- перевитрата палива, внаслідок відмови, кг;
В0– повну планову витрату, кг;
/> – питома витрата паливапри частковій відмові, кг/кВт год;
/> – планова питомавитрата, кг/кВт год;
/> – тривалість відмови йпроектне число годин роботи в році, відповідно, година;
/> – не довидача потужностівнаслідок відмови й проектна потужність, кВт.
Приклад2:
Визначитивеличину часткової відмови КеЧ і перевитрата палива />, для наступних параметрів:/> =0,400г/кВт год; />=0,30 кг/кВт год, />Nэч,Nэо,/> , /> – див. приклад1
/>
/>кг = 4.5/> т
Глибиначасткової відмови визначається не тільки часток зниження потужності установки /> через відмову якого-небудьелемента, але й режимом навантаження енергоблоку за період усунення відмови. Увипадку постійного навантаження значення не довідпустки енергії визначається звираження:
/>,      (4.38)
Якщож заданий змінний графік навантаження N(t), то його необхідно апроксимуватисхідчастою функцією, а значення /> визначаєтьсяяк сумарне:
/> (4.39)
де /> – потужність, що недодаєна j-м прямолінійній ділянці апроксимованого ступінчастого графіка [кВт]; /> — час, протягом якогонавантаження на j-м ділянці прийнята постійної, тобто Nj=const. Зачас />=(Тч-/> Т) триває відновленняелемента, що викликали часткову відмову, але комплекс повністю забезпечує заданийграфік навантаження й недовиробіток відсутня.
Ввідповідності зі сказаним показники надійності й витрати повинні визначаться зобліком повних і часткових відмов комплексу.
Якбуло сказано вище, відмови впливають на техніко — економічні показники енергоблоку,які залежать від ККД.
Дляоцінки впливу часткової відмови на ККД ТЕУ скористаємося формулою
ККДТЕС, АЕС, або енергоблоку ήс яка має вигляд [2]:
/>, (4.40)

де:
/>ку -ККДкотельні установки;
/> – ККД транспорту;
/> – ККД турбоустановки;
/> – ККД генератора;
/> — частка витратиелектроенергії на власні потреби.
ЗниженняККД внаслідок відмови, можна визначити, як різниця:
/>, (4.41)
де:/> – проектний ККД, приномінальних навантаженнях(NЭ0);
/> – ККД при частковійвідмові (ΔNЭЧ).
Відомо,що ККД />можна визначити й задопомогою рівняння енергетичного балансу [2]
/> , (4.42)
де
Nэо– проектна потужність, кВт.
/> – теплота палива, щоспалює, кДж/кг;
В — проектна годинна витрата палива, кг/год;
QНР– теплота згоряння палива, що спалює, кДж//кг.
Приклад3:
NЭ0=300*103кВт, QНР=Q=29,3*103 кДж/кг,
В=99*103кг/год, />=0,37.
ККДпри частковій відмові може бути визначений з урахуванням формули (9) (дляпотужності Nэч

/> (4.43)
 
Приклад4:
Визначитивеличини ККД, у випадку часткової відмови />,і коефіцієнт часткової відмови КеЧ для енергоблоку 300 МВт, дляпараметрів прийняти із прикладів 2 і 3:
ПриймаємоQс =const. Дані для розрахунку приймаємо із прикладів 1-3
/>.
Урезультаті зниження потужності Nэч
/>.
Відноснезниження ККД
/>.
Цевідповідає енергетичним характеристикам />.
Коефіцієнтчасткової відмови для даного випадку
/>
Тощо,коефіцієнт />. Величину не довидачіпотужності внаслідок відмови можна визначити, як різниця потужностей:

/>, кВт (4.44)
де
/>Nэч – величиназниження потужності внаслідок відмови, кВт.
Дляскладних технологічних систем, до числа яких ставляться енергоблоки ТЕС і АЕС,оцінку впливу відмов в окремих елементах можна зробити з використанням методудекомпозиції. При цьому думаємо, що коефіцієнт готовності енергоблоку
/>, (4.45)
єдобуток коефіцієнтів готовності окремих елементів, що справедливо для систем зпослідовним протіканням процесів в окремих елементах і підсистемах (Рис 1).Загальне зниження потужності енергоблоку, представляє суму зниження потужностейокремих елементів і підсистем
/>; />, (4.46)
/>
Малюнок 4.9- Структурна схема декомпозиціїпоказників надійності енергоблоків ТЕС і АЕС

Коефіцієнтиготовності Кг і часткової відмови Кч енергоблоку, якскладної технологічної системи, може бути визначений на підставі йогоструктурної схеми (Рис. 5.10). Схема (ТЕУЕС) — теплоенергетичної установкиелектростанції включає підсистеми: котельню установку (КУ), трубопроводи (ТР),турбоагрегати (ТА). Ці підсистеми, у свою чергу складаються з підсистем іелементів. Більше докладну структуру розглянемо на прикладі декомпозиціїтурбоагрегату. До складу ТА прийняте відносити турбогенератор (ТГ) ітурбоустановку (ТУ) У свою чергу ТУ включає регенеративну систему (РС), турбіну(Т) і низькопотенційний комплекс (НПК). НПК включає у свою сполуку — останнійщабель ЦНТ (ПС), конденсаційну установку (КУТ), систему технічноговодопостачання (СТВ), і підігрівники низького тиску (ПНТ). КУТ — складається зелементів: конденсатор (ДО), конденсаційні насоси (КН), ежекторні установки (ЕЖ).СТВ включає — циркуляційні насоси (ЦН), охолоджувачі циркуляційної води (ОЦ) іводоводи (подача й зворотна) (ВВ).
Додаткові втрати, що виникають у результаті відмовустаткування ТЕС і АЕС визначаються, по різниці між фактичнимитехніко-економічними показниками що відмовив і заміщає його в період відмовивстаткування. Під устаткуванням, що заміщає, у цьому випадку розумієтьсянайбільш економічне сучасне встаткування, що може бути встановлене на наявнійплощі електростанції, що реконструюється, або для компенсації недовиробітку,внаслідок відмов.
Сумарний збиток внаслідок відмови елементів устаткуванняблокових ТЕС за розглянутий період (найчастіше за один рік) можна представити увигляді суми[2]:
U = UТ + UНЕД + UАВ.РЕМ + UПУСК+ UВЫБ +UСН, грн.           (4.47)
де:
UТ — збиток від перевитрати палива внаслідоквідмови устаткування, грн.
UНЕД — збиток ТЕС від недовідпустки енергії черезтехнологічні відмови устаткування, грн.
UАВ.РЕМ — збиток, викликаний проведенням аварійнихремонтів, викликаних відмовою устаткування, грн.
UПУСК — збиток, викликаний позаплановими пусками,внаслідок відмов викликаних старінням устаткування, грн.
UСН – збиток внаслідок збільшення витрати енергіїна власні потреби, грн.
UВЫБ — збиток від збільшення викидів в атмосферузабруднюючих речовин, викликаних відмовою, грн.
Для визначення доданків авторами пропонуються апробовані нимиформули:
Перевитрата палива при частих відмовах устаткування ВПЕРявляє собою різниця між фактичними витратами палива на аварійному ВУй устаткуванні, що заміщає, ВЗ( або за проектним даними В):
DУПЕР = ВУ – ВЗ, т                                      (4.48)
Тощо, збиток від перевитрати палива при експлуатаціїенергоблоку з устаткуванням, що відмовило, становить:
UТ = ЦТ(ВУ – ВЗ),грн./рік                            (4.49)
де
ЦТ — ціна однієї тонни умовного або натуральногопалива, грн./т
Приклад 5:
Оцінити збиток, внаслідок зниження вакууму в конденсаторі енергоблокуК–300-240, на/> , згідно [2], зниженнявакууму /> приводить до зниження потужності/>( 1%) і збільшення питомоївитрати палива енергоблоком />
Для енергоблоку ДО-300-240 bо = 340 г/ кВт год,тоді при />:
/>г/ кВт год, тобто bі=bо+/> =346,8 г / кВтгод
NЭ0=300*103 кВт, />Nэі =0,01*300*103=3000 кВт;
Nэ=300*103-3*103=297*103 кВт;
Число годин відмови />=1000годин;
Недовиробіток ΔЭэ=1*103* 3*103=3*106кВт год;
Перевитрата палива ΔB=3*106*6,8=21 тонн;
Збиток при ціні палива ЦТ=50*5=250 грн./т;
UТ=250*21=5250 грн.
Збитки ТЕС у результаті недовідпустки електричної й тепловоїенергії, викликаного технологічними відмовами устаткування, виражаються взниженні прибутку від реалізації її й, у відповідності збільшення витратпалива.[2]
Збиток ТЕС внаслідок недовідпустки електричної й тепловоїенергії, відмов, тривалості ремонту по усуненню тривалості, міжремонтногоперіоду встаткування, у порівнянні із замінюючим його (знаходженням строкоммодернізації, поетапна модернізація):
/>, грн.    (4.50)
У випадках недовідпустки тільки електричної енергії:
U/> ), грн. (4.50 а)
де:
ТЗ і ТТ — середні тарифи наелектроенергію й тепло, грн./кВт год;
/> і /> – зниження виробленняелектроенергії й тепла при аварійному відключенні встаткування, внаслідоквідмов, [кВт/година];
/> і /> – коефіцієнти втрат велектричних і теплових мережах, приймаються по діючих нормативах;
bЗУ, bТУ — фактичні питомі витратиумовного палива на відпустку електроенергії й тепла, г. т.п. /кВтгод;
YОТК, YД.РЕМ, YПР.РЕМ –коефіцієнти перевищення розраховуючи на рік числа відмов, тривалості ремонту йтривалості міжремонтного періоду застарілого обладнання в порівнянні із замінюючимйого.
Приклад 6
Збиток від недовідпустки електроенергії формула (5.55а)енергоблоком 300 МВт Зуєвської ТЕС при тарифі Тэ = 0,15 грн. /кВтгод
і втратах в електричних мережах /> =0,15 і ΔЭэ = 3*106 кВт*год складе
U/> = 0,15 *3*106( 1-0,5) =3,8*105 грн.
Для визначення збитку, викликаного проведенням аварійнихремонтів, устаткування рекомендується формула:
UАВ.РЕМ = aРЕМТРЕМNРЕМ,грн.                       (4.51)
де
aРЕМ — вартістьремонту, що простоює в ремонті енергоблоку (агрегату) потужністю 1 МВт за добу,[грн./МВт добу]
ТРАМ — тривалість аварійних робіт; [добу]
NРЕМ — установлена потужність ремонтованогоенергоблоку (агрегату), МВт
Збиток від позапланових пусків енергоблоків внаслідок відмовможе бути визначене по формулі:
/>, грн.                              (4.52)
де:
Цт – ціна палива, використовуваного на ТЕС припусках, [грн./т]
/> – нормативні витратипалива на кожний позаплановий пуск енергоблоку i — го типу, [Т/пуск]
ni – кількість пусків «i» енергоблоків, [шт]
mi – кількість пусків енергоблоків «i», [шт.]
Приклад 7:
Визначити збиток внаслідок поза плановими пусками енергоблоку
К – 300- 240. Відповідно до норм пускові втрати для блоків300 МВт становлять [3]: Bні = 200 т, при ціні Цт=250грн/т;Uпуск = 200*250=50000 грн.
При відмовах устаткування ТЕС і АЕС відбувається збільшеннявитрати енергії, для КЕС. Частка витрати електроенергії на власні потреби КЕСпри номінальних режимах />. Принерозрахованих режимах, викликаних відмовами />зростає[6].
Приклад 8:
Визначити збиток /> для блоку300 МВт при зниженні навантаження, внаслідок часткової відмови до Nэі =240 Мвт. Відповідно до нормативних характеристик для 300 МВт />, а при Nэі =240 МВт />
Uсн=(/> =0,015 *240 *103*1*103 *0,15 = 540 103грн(4.53)
Збиток від збільшення викидів у навколишнє середовищезабруднюючих речовин визначаються додатковою платою за викиди при експлуатаціїнесправного устаткування енергоблоку. Платежі за викиди, що перевищують нормитимчасово погоджені, визначаються шляхом множення ставок оплати за забрудненняв межах ВОВ на п’ятикратний підвищувальний коефіцієнт. У плату за викидивводиться коефіцієнт екологічної ситуації, що враховує стан повітряного басейнув різних економічних районах.[4]
Для оцінки збитків від викидів забруднюючих речовин може бутивикористана формула [4.54]:
/>, грн.          (4.54)

де: HВСВі – норматив плати за викиди “і”- гозабруднюючої речовини, грн./м.
/>, /> – викиди і — гозабруднюючої речовини (золи, діоксиду сірки, оксиду азоту) у межах ВСВ і ПДВ,[г/с]
/> – фактичні викиди i — гозабруднюючої речовини, [г/с];
Ке — коефіцієнт екологічної ситуації;
Таким чином, сумарний збиток, внаслідок відмов устаткуванняТЕС може бути визначений по(13), з обліком(14) — (20), а також пошуки способівйого запобігання, можна з високим ступенем точності визначити по (13) при цьомуслід зазначити, що вірогідність і оперативність результатів може бутиреалізована на базі АСУТП.
Висновки:
Пропонується метод оцінки впливу надійності на економічністьі екологічність ТЕС. Запропоновано метод оцінки збитку внаслідок відмов уроботі, супроводжуваний числовими прикладами з досвіду експлуатації Зуєвської ТЕС.Даний метод може застосовуватися для будь-яких систем і підсистем, як ТЕС, такі АЕС./> 

5.Види й способи усунення забрудненьу трубках конденсатора
 
5.1Характерні відмови при експлуатації конденсаторів
 
Урезультаті узагальнення статичних даних при експлуатації конденсаторів паровихтурбін відзначені найбільш характерні відмови в роботі, до їхнього числаставляться:
Зниженнявакууму в конденсаторі або збільшення Рк.
Цеможе відбуватися в наслідку:
— збільшення пропуску пари в конденсатор, тобто збільшення парового навантаженняпри постійній витраті циркуляційної води:
/>
— зниження витрати охолодної води GB або збільшення температуриохолодної води />;
— порушення теплообміну між конденсованим парою />йохолодною водою />.
/>/>
 
Причиноюцієї відмови є зниження коефіцієнта теплопередачі К и збільшення недогріву ∆t.
Зниженнякоефіцієнта теплопередачі До може відбуватися в наслідку:
— забруднення поверхонь охолодження конденсаторів органічними й неорганічнимивідкладеннями, що приводить до збільшення термічного опору;
— зарахунок скорочення витрати охолодженої води через конденсатор у результатіпідвищення гідравлічного опору трубок або їхнього закупорювання;
— підвищення змісту газів, що не конденсуються, у паровому просторіконденсаторів, в основному повітря потрапляючого в конденсатор з парою, щовідробила, через нещільності у вакуумній системі.
5.2Характерні забруднення трубок конденсаторів.
Глибинавакууму в конденсаторі турбіни перебуває в прямої залежності від стануконденсатора (щільність конденсатора по вакуумній системі й чистота йогоконденсаторних трубок ) тому що на сопрікасаємой паром зовнішньої поверхніконденсаторних трубок, відбувається його конденсація.
Напочатку експлуатації блоків на Зуєвській ТЕС були більші проблеми, пов’язані ізчистотою конденсаторів. У початковий період роботи, станція зазнавала більшихвтрат від недовиробітку електроенергії через поганий стан конденсаторів.Особливо в літню пору.
Інтенсивністьзабруднення конденсаторів залежить в основному від якості охолодної води, схемиводопостачання, пори року й умов експлуатації. Забруднення прийнято класифікуватина групи: механічні, органічні, сольові.
Якправило, забруднення носить комбінований характер, однак якийсь вид забрудненьмає переважаюче значення.
Механічнізабруднення — це засмічення конденсаторних трубок і трубних дощок тріскою,травою, землею, листами й т буд.
Цізабруднення носять сезонний характер і підсилюються навесні, восени.
Органічнізабруднення — це відкладення найпростіших мікроорганізмів і водоростей,називаних біологічними обростаннями;
Сольовізабруднення конденсаторів — це відкладення внутрішньої поверхні трубок накипубез термічні опори, що створюють більші, теплопередачі. Випадання накипувідбувається при охолодженні конденсаторів мінералізованою водою, що міститьсолі тимчасової твердості. Частина цих солей розпадаються з утворенням накипуна стінках трубок конденсаторів. Такі випадки звичайно створюються в оборотнихсистемах водопостачання, де за рахунок випару й віднесення води росте солевмістохолодженої води.
5.3Способи усунення забруднень
Ціспособи можна класифікувати на хімічні, термічні, механічні. На Зуєвській ТЕСзнайшли застосування хімічного очищення й термосушки конденсаторів.
Системациркуляційного водопостачання Зуєвської ТЕС замкнута із градирнями й бризкальнимибасейнами. Хімічний-хімічний-увідно-хімічний режим цирсистеми з обробкою 50%додаткової води вапнуванням і уведенням оксиетілідендіфосфонової кислоти безорганізованої продувки системи не забезпечує без накипну роботу конденсаторівтурбін. У холодний період року конденсаторні трубки забруднюються накипом іорганічними відкладеннями. У теплий період року основним забрудненнямконденсаторів є накип. Для очищення конденсаторів на станції застосовуютьсякислотні промивання, у рік кожний конденсатор промивається два рази.
5.3.1Хімічні методи очищення
 
5.3.1.1Кислотне очищення
На ЗуєвськійТЕС застосовується хімічне очищення конденсатора соляною кислотою HCLконцентрації 3- 5 % для видалення накипу. При прокачуванні розчину усерединітруб відбувається розчинення накипу з виділенням вуглекислого газу й з утвореннямпіни. Скупчення піни у верхній частині трубок перешкоджає доступу миючогорозчину. Інтенсивно омивана розчином нижня частина труб піддається впливусоляної кислоти, що може привести до розчинення металу труб. Для зниженняагресивності кислоти стосовно сплаву конденсаторних трубок у розчин уводятьінгібітори ПБ-2 і КИ-1. Для зменшення утворення піни вводяться піногасникиПМС-400.
Заключнимиопераціями є лужні й водяні промивання. Корозійна активність розчину, утворенняпіни й необхідність більших трудовитрат, є недоліками даного способу.
5.3.1.2Експериментальні хімічні очищення
ПрофесоромВ.Д.Безугловим були проведені наукові дослідження з розробки композицій длязняття органічних відкладень внутрішньої поверхні труб. Дослідження проводилисяв хімічних лабораторіях і на діючому устаткуванні Зуєвської ТЕС. Розглядалися зметою знаходження оптимальної композиції для зняття відкладень наступнікомпозиції: персульфат алюмінію, водяний розчин УПАВШИ в сполученні знеорганічними солями й композиція на основі комплексона.
Зрозчинних композицій найбільш оптимальним варіантом задовольняючим всім вимогамдослідників виявилися конструкція на основі комплексона (сполука 3% хлористийалюміній і 0,3% трилона Б)- ця композиція дозволяє знімати органічні відкладенняразом із продуктами корозії мідно-нікелевого сплаву протягом 3 годин. Післяобробки миючим розчином поверхня зразків труб залишається рівною й блискучою.Контроль знімання металу в процесі зняття відкладень дозволив визначитиконцентрацію іонів міді в промивному розчині 50-55 мг/л, концентрацію заліза10-15 мг/л, що перебуває в межах припустимих значень 100мг/л, 50мг/л.
Зарезультатами проведеної в хімічній лабораторії апробації колепозиція буларекомендована для промислового очищення конденсаторів від відкладень. Данакомпозиція може бути застосована як альтернатива кислотним промиванням на ЗуєвськійТЕС.
Основниминедоліками миючої композиції на основі ВПАВШИ є, то що при відмивання поверхняметалу під відкладенням темних кольорів, тобто продукти корозії мідних трубокданої композицій не знімаються, і після проведення промивання конденсатораотримане незначне поліпшення експлуатаційних характеристик конденсатора (вакуумполіпшується на 1-2 мм арт.ст.). Причиною низької ефективності промиваннякомпозицій на основі ВПАВШИ, по-перше з’явилося сильне піноутворення в процесіпромивання. Піноутворення при статичній обробці зразків труб у лабораторнихумовах практично було відсутнє й з’являлося лише в динаміку промивання при промочуваннімиючого розчину через труби конденсатора. По-друге, причиною низькоїефективності миючої композиції в промислових умовах є той факт, що композиціядозволяє зняти органічні відкладення із внутрішньої поверхні труб, практично нерозчиняючи стінок труб. Після промивання на стінках труб залишається шарпродуктів корозії металу труб, що позначається на теплопровідності трубок іексплуатаційних характеристик конденсатора. Через вищевказані причини виникланеобхідність коректування сполуки миючої композиції.
Основнимже недоліком композиції на основі персульфату алюмінію було підвищене зніманняметалу труб у процесі зняття відкладень. Якщо нормою вважалася концентраціяіонів міді в процесі відмивання менше 100 мг/л, те, використовуючи данукомпозицію, концентрація становить 4000-5000 мг/л.
Використанняінгібіторів теж не було результату, і концентрація перевищувала норму йстановила 300-5-мг/л. Тому цей композиційний матеріал не пройшов у подальшевикористання через значне знімання металу в процесі зняття відкладень.
 
5.3.2Термічний метод
Черезскладну проблему забезпечення без накипного режиму системи циркуляційноговодопостачання Зуєвській ТЕС і підтримки в задовільному стані конденсаторівтурбін на електростанції було ухвалено рішення спробувати поліпшити експлуатаційнийстан конденсаторів за допомогою виконання періодичних термічних чищень.
Принциптермічного сушіння полягає в тім, що для очищення трубок застосовуєтьсяпідігріте повітря. Цей метод може бути застосований для видалення відкладень,що володіють здатністю до розтріскування й відшаровування при висиханні.Сушіння засноване на тім, що гнітюче число мікроорганізмів, осідають на трубкиконденсатора, при температурах 40-60 0С гинуть, у повітряномусередовищі висихають і віддаляються. Таких температур можна досягти за рахуноктимчасового погіршення вакууму в конденсаторі.
НаТЕС термічні сушіння застосовуються тривалий час. Накопичений досвід і бувнаданий Зуєвській ТЕС виді технічної допомоги по випробуванню маловитратногоспособу періодичної термоочистки. Використання термосушки дозволяє підтримувати станконденсаторів у задовільному стані, середньомісячні перевищення нормативноготемпературного напору рідко перевищують 1,0-1,5 0С.
Упочатковий період експлуатації застосовувалися кислотні промивання для боротьбиз карбонатними відкладеннями. На електростанції також випробувалися кульковеочищення, обробка магнітною підлогою, термосушка. Одночасне використання всіхметодів очищення не дозволяло оцінити ефект кожного окремо. Очевидно окреміфактори (не настільки часті термічні сушіння, а так само нестійкість роботикулькових установок і поломки установки магнітної обробки води) приводили доутворення застарілих відкладень, що вимагало виконанню кислотних промивань.
Післявідмови від кулькового очищення й магнітоочистки й збільшення числа термічнихсушінь конденсаторів (до 3-4 сушінь кожного конденсатора на місяць) відпаланеобхідність у виконанні кислотних промивань, тому що термосушки підтримували внормі чистоту конденсатора.
На ЗуєвськійТЕС не на всіх блоках впроваджена система термосушки. І через частий вихід зладу встаткування термосушки й не погоджених дій обслуговуючого персоналу поочищенню конденсатора, проведення термосушки на Зуєвській ТЕС не дозволялоповністю відмовитися від кислотних промивань, тобто кислотні промивання є в цеймомент основним способом очищення конденсатора від відкладень на Зуєвській ТЕС.
5.3.3Система кулькового очищення конденсатора
Уперіод 1990-1991р. на блоці 1 Зуєвської ТЕС був розроблений і впровадженийпроект системи ШОК (СРСР) для очищення трубок конденсатора від забруднення.
Привипробуванні системи ШОК (СРСР) виявлений ряд недоліків:
· Нестійка робота кулькової установки (мали місце недоробки й частіполомки устаткування) не дозволяла підтримувати чистоту трубок у постійнійчистоті, у результаті утворилися дуже міцні відкладення (накип) і при повторнихвключеннях системи ШОК відбувалася закупорка кульками трубок конденсатора, щоприводило до жалюгідних постійних наслідків.
· Відсутність резервів кульок привело до відмови від роботи цихпристроїв і поновлення кислотних промивов.
Всіці недоліки не дозволили прижитися системі ШОК (СРСР) на Зуєвській ТЕС у тойчас, тобто ШОК (СРСР) виявився не ефективним способом очищення для даноїстанції з даними видами відкладень.
Оскільки,як відзначено вище негативні впливи забруднення конденсаторів на вакуум доситьістотні, а універсальних ефективних способів видалення забруднень практично ні,те найважливішим завданням експлуатації є запобігання забруднень. Необхідневишукування ефективного способу очищення, з мінімальними витратами праці й поможливості без обмеження навантаження [8].
Якбуло сказано раніше, метод ШОК постійно вдосконалюється й модернізуються йогоелементи (фільтри, ежектора, кульки й т.д.). З появою на українському ринкуфірми «Тапрогге» сповідаючий ШОК і, що досягла в цьому плані найбільшого успіхуу світі, і звіти, що з’явилися, про роботу ШОК «Тапрогге» на Запорізької АЕСдають підстави вважати про появу оптимально-ефективного методу очищенняконденсаторів, що дозволяють мінімізувати витрати на працю й працювати беззниження навантаження [25]. У цей момент на Зуєвській ТЕС впроваджується новаВНУ (високонапірна установка) «Хаммельманн». За допомогою цієї установкивиробляється очищення охолодних трубок конденсатора турбіни, маслоохолоджувачіві іншого теплообмінного устаткування ТЕС. Принцип роботи ВНУ «Хаммельманн» — очищення струменем води високого тиску, а також за допомогою спеціальноїнасадки, що одягається на шланг, сопла якої автоматично обертаються у двохплощинах. Робота ВНУ (високонапірної установки) «Хаммельманн», полягає в тому,що трьома плунжерними насосами створюється високий тиск води, що подається вшланг. На кінці шланга одягнена спеціальна насадка сопла, який автоматичнообертаються у двох площинах. Оператор рухає шланг по всій дині конденсаторноїтрубки. За допомогою педалі він перекриває й подає воду від плунжерних насосівВНУ (високонапірної установки) «Хаммельманн» у шланг. Також застосовуютьсяструминні пістолети високого тиску для роботи від 50 до 1000 бар.
Технічнахарактеристика ВНУ «Хаммельманн»:
Трехплунжернийнасос;
Потужністьелектродвигуна — 380 У;
Тип-HDP — 160;
Тискна вході — 5 бар;
Тискна виході — 1500 бар;