Эффективность и надежность работы серийных теплообменных аппаратов в условиях эксплуатации

26.02.2018

В условиях эксплуатации тепловая эффективность работы аппаратов оценивается по различным показателям, количество и состав которых определяются функциональным назначением аппарата (см. гл.10). Так, для конденсатора важнейшим эксплуатационным показателем эффективности является давление или вакуум. Эффективность работы подогревателей системы регенерации ПТУ, как и подогревателей сетевой воды, оценивается по температуре воды за каждым подогревателем. Однако для всех поверхностных теплообменных аппаратов ПТУ, независимо от их назначения, конструкции и режима работы, показателями тепловой эффективности и термодинамического совершенства являются недогрев воды до температуры насыщения пара и коэффициент теплопередачи.

На рис. 13.1 и 13.2 в качестве примера представлены характерные значения недогрева воды по ряду аппаратов на номинальном режиме работы турбоустановок. Здесь же приведены расчетные данные и нормативные характеристики по этим аппаратам. Расчеты выполнялись применительно к конкретным условиям эксплуатации аппаратов.

Как видно из рисунков, превышение опытных эксплуатационных данных по сравнению с результатами расчетов и данными нормативных характеристик достигает 5 °С. Это расхождение наиболее существенно для ПНД, т. к. превышает расчетные значения для этих аппаратов практически в два раза.

Возможными причинами несогласованности опытных и расчетных данных являются несовершенство конструкции аппаратов и методик их теплового расчета, а также недостаточно высокий уровень эксплуатации. В отдельных случаях это может дополнительно определяться особенностями тепловой схемы ПТУ, например, наличием или отсутствием в схеме смешивающих ПНД. Несовершенство конструкции и особенно невысокое качество изготовления аппаратов (определяется оснащенностью и технологическим уровнем производства конкретных заводов-изготовителей), кроме того, приводят к повышенным присосам воздуха в аппаратах, работающих при давлении ниже барометрического, и, следовательно, к ухудшению показателей эффективности аппаратов.

Тепловая эффективность конденсаторов паровых турбин

I—К-200-130 ЛМЗ, Верхнетагильская ГРЭС, II—К-300-240 ЛМЗ, Киришская ГРЭС, III—К-300-240 УТЗ, Троицкая ГРЭС, IV—К-500-240 ХТЗ; 1—среднегодовые данные эксплуатации, 2—нормативная характеристика при t1в= 12оС, 3—нормативная характеристика при t1в = 20 оС, 4—расчет по методике ВТИ, 5—расчет по методике фирмы «Метро-Виккерс», 6—расчет по методике института теплообмена США, 7—расчет по методике Г.Г.Шкловера и В.Г.Григорьева

Тепловая эффективность подогревателей низкого давления

I—ПНД№4 турбины К-200-130 ЛМЗ, Верхнетагильская ГРЭС, II—ПНД№3 турбины К-300-240 ЛМЗ, Киришская ГРЭС, III—ПНД№3 турбины К-300-240 ХТЗ, Рефтинская ГРЭС, IV—ПНД№4 турбины К-300-240 ЛМЗ, Среднеуральская ГРЭС, V—ПНД№4 турбины К-500-240 ХТЗ, Рефтинская ГРЭС; 12—минимальное и максимальное значения данных эксплуатации, 3—расчетные данные, 4—данные типовой энергетической характеристики

Недостаточно высокий уровень эксплуатации аппаратов чаще всего проявляется в повышенном загрязнении поверхности теплообмена различными отложениями или в недостаточно эффективной и несвоевременной очистке аппаратов (конденсаторов и сетевых подогревателей); существенны также эффективность работы автоматики и систем отсоса воздуха, плотность арматуры (ее состояние) и другие факторы.

Анализ и обобщение данных по эффективности и надежности теплообменных аппаратов ПТУ показывают, что существуют резервы повышения эффективности и необходимость совершенствования аппаратов как на стадии проектирования новых, так и путем модернизации действующих аппаратов в условиях эксплуатации. Выбор конкретного способа интенсификации теплообмена в аппарате должен исходить из анализа тепловых процессов в нем и, прежде всего, определения лимитирующей теплообмен стороны (см. гл.1).

На рис. 13.3 в качестве примера представлены результаты расчетов для ряда конденсаторов, сетевых подогревателей и подогревателей низкого давления ПТУ мощностью 200―800 МВт.

Как показали расчеты, процесс теплообмена в большинстве конденсаторов рассмотренных турбин при указанных на рис 13.3 условиях лимитируется теплоотдачей с паровой стороны, уровень которой в среднем на 25―30 % ниже, чем по водяной стороне аппаратов. Исключение составляет конденсатор К-100-3685 турбины К-100-90 ХТЗ, где при температурах воды на входе в аппарат t1в>12 °С теплообмен лимитируется теплоотдачей по водяной стороне, что, возможно, определяется меньшей, чем у всех остальных конденсаторов, удельной паровой нагрузкой (q = 36 кг/(м2⋅ч)). Лимитирующей стороной во всех рассмотренных сетевых подогревателях (ПСГ, ПСВ) является паровая сторона аппаратов; разница в уровнях теплоотдачи по водяной и паровой сторонам составляет 50―100 %. В ПНД, в зависимости от места в схеме и типа турбины, процесс теплообмена лимитируется различными теплоносителями — разница в их уровнях достигает 55―60 %; у некоторых аппаратов уровни теплоотдачи со стороны обоих теплоносителей близки между собой.

Рис. 13.3. Коэффициент теплоотдачи и теплопередачи на номинальном режиме работы теплообменных аппаратов
Конденсаторы турбин: I — K-200-130, t1в= 12oC; II— K-500-240, t1в =20oC; III— T-110/120-130, t1в =12oC.

Сетевые подогреватели: IV— ПСВ-500-14-23, t1в =95oC; V— ПСГ-5000-3,5-8-1, t1в =115oC (турбина Т-250/300-240). Подогреватели низкого давления турбин: VI— К-200-130 (№5, t1в = 98,4oC), VII — К-300-240 (№5, t1в = 118,6oC), VIII— К-300-240 (№6, t1в = 92,2oC), IX— Т-250/300-240 (№3, t1в =89,7oC), X— К-800-240 (№6, t1в = 95,2oC); 12— коэффициенты теплоотдачи по водяной и паровой сторонам аппаратов, 3— коэффициент теплопередачи

Полученные результаты показывают, что для конденсаторов (при технически чистой воде и допустимых нормами ПТЭ содержаниях воздуха в паре) и сетевых подогревателей паровых турбин повышение эффективности работы может быть достигнуто, прежде всего, за счет интенсификации теплообмена с паровой стороны аппаратов. При этом, как показывают расчеты, увеличение коэффициента теплоотдачи с паровой стороны на 15―25 % приводит к увеличению коэффициента теплопередачи на 7―15 %, соответственно. Необходимо также учитывать, что загрязнение аппаратов (особенно конденсаторов) в условиях эксплуатации может выровнять уровни теплоотдачи по паровой и водяной сторонам; при повышенном загрязнении поверхности теплообмена и высокой температуре охлаждающей (нагреваемой) воды процесс теплообмена будет лимитироваться водяной стороной аппарата. Вопрос интенсификации теплообмена в ПНД должен решаться с учетом места аппарата в схеме и типа турбины. Для турбины К-800-240, например, интенсификация теплообмена в ПНД№6, где теплообмен лимитируется паровой стороной, на 20 % по паровой стороне приводит к увеличению коэффициента теплопередачи на 11 %, а в ПНД№ 5 (теплообмен лимитируется водяной стороной)― только на 8 %.

Известно, что понятие надежности в широком смысле включает в себя большой ряд показателей: безотказностьдолговечностьремонтопригодностьконтролепригодностьэксплуатационную технологичностьсохраняемостьнаработка на отказ и другие. Каждый из этих частных показателей характеризует обычно одну или несколько сторон общей надежности оборудования или его отдельные технико-экономические характеристики. В соответствии с принятой методикой оценки уровня качества энергетического теплообменного оборудования, надежность теплообменных аппаратов турбоустановок, как правило, рассматривается с позиции долговечности, как основного показателя общей надежности аппарата.

Имеющиеся в литературе отдельные данные по вопросам надежности теплоэнергетического оборудования посвящены в основном так называемому ведущему оборудованию (парогенераторам и непосредственно турбинам) и в меньшей степени затрагивают вспомогательное оборудование, в частности, теплообменные аппараты турбоустановок. Эта группа вспомогательного по своему назначению оборудования оказывает, тем не менее, существенное влияние на результаты работы ТЭС, АЭС и КС.

Неисправности в работе конденсационных установок, аппаратов систем регенерации и подогрева сетевой воды являются одной из причин снижения экономичности и надежности работы паротурбинных установок. Наиболее распространенными последствиями отказов являются недовыработка энергии, снижение коэффициента готовности оборудования, снижение экономичности и, как следствие, увеличение удельных расходов топлива. В отдельных случаях выход из строя рассматриваемого оборудования может привести к останову всего агрегата (блока).

По данным ОРГРЭС, наибольшее число отказов энергоблоков происходит из-за повреждений котлов. Второе и третье место по числу отказов делят между собой отказы, вызванные повреждениями турбоагрегатов и прочего вспомогательного оборудования, куда, в частности, входят и повреждения теплообменного оборудования турбоустановок. Такой достаточно высокий процент отказов из-за повреждений вспомогательного оборудования показывает, что вопросам надежности данной группы оборудования необходимо уделять внимания не меньше, чем этого требует турбина.

В табл. 13.1 приведены средние значения времени наработки на отказ и времени восстановления повреждений по отдельным группам оборудования энергоблоков К-200 и К-300 (наиболее распространенных на ТЭС Российской Федерации).

Таблица 13.1. Средние значения временных показателей надежности

Тип энергоблока,

его составляющие

Наработка

на отказ, ч

Время восстановления, ч

Энергоблок К-200-130

Котлоагрегат

Турбина

1000

1100

5000

45

55

30

Энергоблок К-300-240

Котлоагрегат

Турбина

1000

370

4500

43

60

90

Питательный насос

Конденсатор

Подогреватели низкого давления

Подогреватели высокого давления

1000

15000

16000

3500

50

35

25

30

Для определения надежности отдельных элементов теплообменного оборудования проанализированы причины отказов турбин и турбинного оборудования более чем по 800 паротурбинным установкам мощностью 100―800 МВт разных типов и разных заводов-изготовителей за 10-летний период (с 1986 по 1995 гг.). Анализ проводился раздельно по каждому типу ПТУ. Необходимо отметить, что среди однотипных ПТУ, входящих в одну анализируемую группу, имелись турбоустановки разных модификаций с различной наработкой; кроме того, они отличались друг от друга качеством ремонта и условиями эксплуатации (износ оборудования, количество пусков, качество используемой воды и др.). В связи с этим сделана только качественная оценка надежности элементов.

На рис. 13.4 показано распределение отказов элементов оборудования турбоустановок, определяемое по соотношению

d =N i N o 100%,

где – доля отказов;

Ni— число отказов i-того элемента (см. рис. 13.4);

No— число отказов вспомогательного оборудования турбоустановки в целом.

Рис. 13.4. Распределение отказов вспомогательного оборудования турбоустановок
1— конденсаторы, 2— питательные электронасосы (ПЭН), 3— питательные турбонасосы (ПТН), 4— подогреватели высокого давления, 5— подогреватели низкого давления, 6— сальниковые подогреватели, 7— эжекторы, 8— деаэраторы, 9— циркуляционные насосы, 10— конденсатные насосы, 11— бустерные насосы, 12— арматура, 13— трубопроводы

На рис. 13.5 показано распределение времени восстановления отдельных элементов вспомогательного оборудования ПТУ. Здесь T = (τi/τo)⋅100%, τi — время восстановления i-го элемента, τo — общее время восстановления вспомогательного оборудования ПТУ.

Рис. 13.5. Распределение времени восстановления элементов вспомогательного оборудования турбоустановок (усл. обознач. см. рис 13.4)

На рис. 13.6 представлена доля отказов каждого элемента, приведших к останову турбин:

О =(ziT/zio)⋅100% ,

где ziT — число отказов i-го элемента, приведших к останову турбины;

zio— общее число отказов i-го элемента.

Рис. 13.6. Доля отказов вспомогательного оборудования, вызывающая остановы турбин (усл. обознач. см. рис 13.4)

Из вспомогательного теплообменного оборудования турбоустановок наибольшие значения доли отказов, времени восстановления и степени влияния на работу ПТУ приходятся на конденсатор. Затем следуют ПВД, сальниковые подогреватели и ПНД. В проведенном анализе отсутствуют из-за недостаточной исходной информации данные по подогревателям сетевой воды, повреждаемость которых оказывает существенное влияние как на работу турбоустановки, так и на надежность работы всей станции.

Рассмотрим в качестве примера признаки и причины повреждений конденсаторов, вызывающие отказ в работе турбоустановки.

Ниже представлено распределение признаков отказов конденсаторов, вызывавших, как правило, аварийный останов турбоустановки в целом.

Распределение признаков отказа конденсаторов,%

Повышение жесткости конденсата.......58,1

Падение вакуума....................................33,7

Срыв сифона ..........................................7,0

Прочее.....................................................1,2

Большинство случаев отказа конденсаторов (свыше 58 %) связано с повышением жесткости конденсата. Второй группой признаков по частоте отказов конденсаторов является падение вакуума в конденсаторе (33,7 %). Далее следует срыв сифона при работе конденсатора (достигает 7 % от общего числа отказов конденсатора). При этом чаще всего причиной срыва сифона является неудовлетворительная работа циркуляционных насосов. В качестве прочих отказов конденсаторов (около 1 %) проявляются ложные срабатывания, повреждения арматуры и другие.

Рассмотрим распределение конкретных дефектов, вызывавших отказы в работе конденсаторов. Здесь подавляющее большинство составляют повреждения трубок (60,9 %).

Распределение отказов из-за дефектов элементов конденсаторов, %

Повреждения трубок конденсатора - 60,9%

Повреждения арматуры, дренажей и т.д. - 7,6%

Занос трубок и трубных досок - 6,5%

Неплотности корпуса - 4,3%

Негерметичность ремонтных пробок отглушенных трубок - 2,2%

Прочее - 18,5%

Большое количество повреждений трубок конденсаторов позволило разделить причины их повреждений по группам, как это показано ниже.

Распределение причин повреждений трубок конденсаторов, %

Коррозионно-эрозионные повреждения трубок - 44,6%

Потеря герметичности трубок или вальцовочного соединения - 39,3%

Низкое качество трубок - 7,1%

Некачественная вальцовка трубок - 5,4%

Разрушения трубок фрагментами лопаток турбины - 3,6%

Основная масса повреждений трубок (44,6 %) связана с их коррозионно-эрозионными повреждениями (в процессе достаточно длительной эксплуатации). Износ наружной поверхности трубок связан, прежде всего, с капельно-ударной эрозией; эрозия внутренней поверхности трубок связана с низким качеством циркуляционной воды, иногда несущей с собой в виде взвесей достаточно большое количество абразивных частиц, вызывающих износ внутренней поверхности трубок, особенно в зоне входных участков (около трубных досок). Причинами коррозионного разрушения трубок конденсаторов является, прежде всего, наличие гидразина и кислорода в теплоносителях, из-за чего наблюдаются различные виды коррозии, а именно общая коррозия и обесцинкование латуней, коррозионное растрескивание под напряжениями и ряд других.

На втором месте (39,3 %) зафиксированы повреждения, связанные с потерей герметичности трубок или вальцованного соединения. При этом во многих случаях выявить более конкретную причину разгерметизации весьма сложно. Связано это, прежде всего, с тем, что поврежденные трубки находились в глубине трубного пучка, и визуальный осмотр их часто был невозможен. Вместе с тем визуальный контроль немногочисленных случаев вырубки и выемки таких поврежденных трубок позволяет сделать заключение, что разгерметизация происходила как в результате коррозионного изнашивания трубок, так и в результате фрикционного износа в зоне их прохода через отверстия промежуточных перегородок. Основной причиной такого износа может являться вибрация трубок, которая также могла приводить и к ослаблению плотности вальцовочных соединений и, в конечном итоге, к их разгерметизации.

Весьма часто коррозионно-эрозионные процессы усугубляются низким качеством теплообменных трубок (связано это с металлургическими и технологическими дефектами трубок при их производстве), что отмечается при расследовании повреждений достаточно часто.

Приведенная статистика отказов для конденсаторов подтверждается и для других кожухотрубных теплообменных аппаратов ПТУ. Для всех типов аппаратов основными причинами снижения ресурса являются коррозионные повреждения трубок и их эрозионно-механический износ.

Полученные выводы подтверждает исследование показателей надежности теплообменного оборудования турбоустановок, проведенное методом экспертных оценок.

Опрос специалистов, особенно на новых станциях, показал, что, как и для другого оборудования, для теплообменных аппаратов турбоустановок характерен период приработки (2―3 года), во время которого выявляются и ликвидируются конструктивные и технологические дефекты. Далее следует период нормальной эксплуатации (примерно 5 лет), а затем начинается возрастание количества неполадок по причине эксплуатационного износа, который после 10 лет эксплуатации и более приобретает лавинообразный характер, что требует замены трубной системы или полной замены аппаратов. Между тем, по данным ЦКТИ, теплообменные аппараты турбоустановок должны работать 30 лет.

Основными причинами неисправностей и отказов теплообменных аппаратов большинство экспертов называют конструктивные (несовершенна система подвода пара в ПНД, велико гидравлическое сопротивление пароохладителя, затруднен доступ к пароохладителям и др.) и технологические (непровары соединений, неплотности в разъемах и др.). Одной из существенных причин снижения общей надежности является низкое качество трубок (особенно из цветных сплавов), из которых выполняется поверхность теплообмена аппаратов. Наименьший удельный вес, по мнению всех экспертов, имеют дефекты монтажа. Промежуточное место в данном ряду занимают неисправности, вызванные нарушением эксплуатации.

Неисправности теплообменных аппаратов, связанные с состоянием трубного пучка, в основном бывают вызваны эрозионно-коррозионным износом (примерно 70 % случаев) и вибрацией трубок (примерно 25 % случаев). Характер возникающих при вибрации повреждений следующий: обрыв трубок около трубных досок; истирание трубок в промежуточных перегородках; взаимное истирание трубок на больших пролетах, в области гибов и др. Неисправности подогревателей высокого давления наступают чаще всего вследствие низкого качества изготовления и коррозионного износа; надежность подогревателей низкого давления примерно на 50 % определяется эрозией и коррозией, а на оставшиеся 50 %— нарушением условий эксплуатации; сетевые подогреватели страдают от вибрации трубных систем (вертикальные до 70 %) и т. д. Эти данные носят в основном качественный характер, однако, они позволяют выделить основные факторы снижения надежности теплообменных аппаратов турбоустановок.

Количественные оценки обобщения данных представляют собой статистически усредненные значения достаточно большого числа единичных случаев.

В табл. 13.2 и 13.3 в качестве примера приведены такие расчетные статистические характеристики показателей надежности теплообменников ПТУ, как математическое ожидание числа остановов в год и математическое ожидание длительности одного восстановления (в предположении нормального и логарифмически нормального закона распределения случайной величины).

Таблица 13.2. Математическое ожидание числа остановов в год (раз в год)

Вид оборудования

Математическое ожидание

Среднее значение

по нормальному закону

по логарифмически нормальному закону

Конденсаторы

3,2

2,8

3,0 ± 0,44

ПНД

2,3

2,1

2,1 ± 0,34

ПВД

2,6

2,4

2,3 ± 0,43

Сетевые подогреватели

(основные, типа ПСГ)

1,3

1,1

1,1 ± 0,20

Сетевые подогреватели

(пиковые)

1,2

1,0

1,1 ± 0,26

Таблица 13.3. Математическое ожидание длительности одного восстановления (ч)

Вид оборудования

Математическое ожидание

Среднее

значение

по нормальному закону

по логарифмически нормальному закону

Конденсаторы

7,6

8,2

6,6 ± 1,51

ПНД

20,0

18,5

16,9 ± 3,24

ПВД

53,3

47,8

45,7 ± 9.77

Сетевые подогреватели

(основные, типа ПСГ)

24,8

23,2

21,3 ± 3,23

Сетевые подогреватели

(пиковые)

27,7

10,3

18,0 ± 4,18

Анализ распределения частот и полученных расчетных данных показывает, что фактический закон распределения несколько отличается от нормального. Можно считать, что распределение осуществляется по логарифмически нормальному закону. В целом расчеты по всем вариантам позволяют выявить средние значения параметров, наиболее характерных для искомых количественных оценок. Анализ численных значений по длительности одного восстановления показывает, что они меняются в широком диапазоне — 6,6―45,7 ч. Это объясняется особенностями конструкции и условиями работы аппаратов на ТЭС. В частности, существенно бόльшее время одного восстановления основного сетевого подогревателя по сравнению с конденсатором (при примерно одинаковых конструкциях) связано с необходимостью дополнительного времени на остывание аппарата до температуры, когда его можно вскрыть.

Анализ данных по надежности теплообменных аппаратов показывает необходимость их совершенствования как на стадии разработки (проектирования) новых, так и в условиях эксплуатации — путем модернизации действующих аппаратов. При этом основными направлениями разработок по совершенствованию теплообменников следует считать следующие:

  • повышение коррозионно-эрозионной стойкости трубных систем аппаратов;
  • повышение вибрационной надежности аппаратов;
  • совершенствование конструкций аппаратов, в частности, систем подвода пара;
  • повышение качества трубок для теплообменников;
  • повышение качества сборки и изготовления аппаратов в целом, работающих при давлениях ниже барометрического, особенно в части присосов воздуха в аппараты.

Понравилось? Поделитесь с друзьями!

Комментарии к записи
Удивительно, но никто не оставил ни одного отзыва.
Вы можете стать первым!
Написать комментарий
33 + ? = 38
Связанные  предложения
Ремонт теплообменника котла Ferolli Divatop H C 24, C 32, F 24, F 32 akciya.png Ремонт теплообменника котла Ferolli Divatop H C 24, C 32, F 24, F 32
3 000 руб
6 000
-50%
Ремонт теплообменника котла Ferolli Divatop 60 C 24, C 32, F 24, F 32 akciya.png Ремонт теплообменника котла Ferolli Divatop 60 C 24, C 32, F 24, F 32
3 000 руб
6 000
-50%
Ремонт теплообменника котла Ferolli Diva F 13, C 13, F 16, C 16, F 20, C 20, F 24, C 24, F 28, C 28, F 32, C 32 akciya.png Ремонт теплообменника котла Ferolli Diva F 13, C 13, F 16, C 16, F 20, C 20, F 24, C 24, F 28, C 28, F 32,...
3 000 руб
6 000
-50%
Ремонт теплообменника котла Ferolli Arena C 13, C 16, C 20, C 24, F 13, F 16, F 20, F 24 akciya.png Ремонт теплообменника котла Ferolli Arena C 13, C 16, C 20, C 24, F 13, F 16, F 20, F 24
3 000 руб
6 000
-50%
Монтаж теплообменника Монтаж теплообменника
24 000 руб
28 000
-14%
Яндекс.Метрика Яндекс.Метрика