Установка ПГУ-325

В установках с пароструйными эжекторами присосы воздуха определяются с помощью дроссельных воздухомеров, установленных на выхлопе этих эжекторов. Присосы воздуха в установках с водоструйными эжекторами могут быть найдены путем искусственного ввода воздуха через систему сменных калиброванных сопел (метод ВТИ). Кроме того, находит применение способ оценки воздушной плотности вакуумной системы турбины по скорости падения вакуума при кратковременном закрытии задвижки на линии отсоса паровоздушной смеси из конденсатора к эжекторам с последующим открытием ее.

Разделив значение вакуума (мм рт.ст.) на время закрытия задвижки, получим скорость падения вакуума.

При скорости 1-2-мм рт.ст./мин плотность вакуумной системы считается хорошей, при 3-4 мм рт.ст./мин - удовлетворительной.

Но этот способ не дает абсолютной величины присосов воздуха. Нормативное значение присосов воздуха в вакуумную систему турбин указано в ПТЭ.

Конкретные места присосов воздуха выявляются различными способами. На работающей турбине источники присосов могут быть определены с помощью течеискателей. Применяются следующие типы галоидных течеискателей: ГТИ-3 - при пароструйных, ВАГТИ-4 - при водоструйных эжекторах, ГТИ-6 - при обоих типах эжекторов.

Проверяемые на плотность места вакуумной системы обдуваются снаружи парами галоидов (обычно фре оном-12) из переносного баллончика оборудованного вентилем с обдувателем на конце гибкого шланга. Проникающие через не плотности вакуумной системы пара фре она вместе с движущейся рабочей средой поступает в конденсатор турбины и оттуда через трубопроводы отсоса неконденсирующихся газов отсасываются эжекторами. В установках с пароструйными эжекторами датчик устанавливается на выхлопе эжектора. Действие датчика основано на явлении и миссии положительных ионов из платины, нагретой до температуры 900°С. В присутствии галоидосодержащих веществ эмиссия резко увеличивается, что приводит к возрастанию силы тока в элекрической схеме прибора. Увеличение тока фиксируется отклонением стрелки амперметра, изменением светового и звукового сигналов.

Методы выявления не плотностей с помощью галоидного течеискателя позволяют выявить как крупные, так и мелкие источники присосов. Для этих целей может быть использован также ультразвуковой течеискатель ТУЗ-5М.

Принцип действия такого течеискателя основан на фиксировании колебаний ультразвуковой частоты 32-40 кГц, которые возникают при столкновении проникающего через не плотности воздуха с потоком рабочей среды, движущейся в трубопроводе, аппарате и т.п.

Выявление участков вакуумной схемы имеющих не плотности, может быть выполнена также путем изменения режима работы турбинной установки или отдельных ее элементов (увеличения или уменьшения давления в них, закрытия арматуры отсосов воздуха в конденсатор и т.д.). О наличии присосов судят по изменению расхода воздуха через воздухомеры эжекторов (или по изменению вакуума). Так, присосы в вакуумные ПНД могут быть определены путем кратковременного поочередного закрытия арматуры (где она имеется) на линиях отсосов неконденсирующихся газов из них. Таким же путем определяются присосы в систему отсоса уплотнения турбин и сальникового подогревателя.

Присосы в сбросные трубопроводы БРОУ, в систему дренажей, в элементы пусковой схемы могут быть определены путем создания на этих участках более высокого давления. Уменьшение присосов при снижении вакуума свидетельствует о преобладающем количестве их в районе конденсатора - ЦНД, увеличение при снижении нагрузки турбины - о расположении их в местах, находящихся при номинальной нагрузке под давлением. Некоторые места присосов могут быть выявлены по шуму «на слух» при обходе оборудования

Существует и старый способ обнаружения их по отклонению пламени горящей свечи, однако вблизи генераторов с водородным охлаждением он не может быть применен по соображениям пожарной безопасности.

Присосы воздуха в вакуумную систему турбоустановки слабо влияют на эффективность работы конденсационной установки, если количество воздуха, удаляемого из конденсатора воздухо-удаляющими устройствами, находиться в пределах значений, допускаемых согласно ПТЭ, и запас в рабочей подаче воздухо-удаляющих устройств, комплектующих данную турбоустановку, удовлетворяет рекомендациям теплового расчета конденсаторов. Это не исключает, однако, необходимости периодического контроля за воздушной плотностью вакуумной системы турбоустановки для своевременного принятия мер, необходимых для поддержания присосов воздуха в допустимых пределах. Для борьбы с этим видом коррозии необходимо снизить скорость охлаждающей воды в трубе, добиться уменьшения содержания взвешенных частиц путем очистки циркуляционной системы от отложений, а также снижения воздухо содержания охлаждающей воды.

Коррозионные разрушения с паровой стороны вызываются присутствием в паре аммиака, кислорода, углекислого газа. Аммиачной коррозии подвержена в основном зона воздухоохладителя. Коррозия протекает в среде влажного пара. При повышенных присосах воздуха в вакуумную систему коррозия усиливается. Для предотвращения коррозионных разрушений этого вида трубы воздухоохладительных пучков выполняют из мельхиора или нержавеющей стали.

Если в процессе эксплуатации имело место частое повреждение труб, должны быть выявлены причины этих повреждений. Отыскание дефектных труб производят после дренирования камер охлаждающей воды соответствующей половины конденсатора и вскрытия люков. Струйная коррозия приводит к разрушению входных участков труб на длине 150-200 мм с образованием в них шероховатности и сквозных язв. Появлению коррозии способствуют местные неравномерности скоростей охлаждающей воды, наличие в воде пузырьков воздуха.

6. Способы очистки конденсаторных труб от отложений

На работу трубной системы конденсатора определенное влияние оказывает загрязнение труб и применяемые методы их очистки.

Загрязнение внутренней поверхности труб конденсатора - одна из основных причин ухудшения вакуума. Появление слоя отложений приводит к ухудшению теплоотдачи из-за роста термического сопротивления и уменьшения сечения трубок, растет гидравлическое сопротивление конденсатора, что приводит к сокращению расхода охлаждающей воды.

Отложения могут быть условно разделены на несколько групп:

1) Карбонатные отложения (накипь, образуемые из-за выпадения солей жесткости из охлаждающей воды при нагреве её. Отложения образуют плотный и прочный слой;

2) Органические отложения, вызываемые микроорганизмами и водорослями, присутствующими в охлаждающей воде. Отложения имеют характер скользкой слизистой пленки на внутренней поверхности труб;

3) Насосные отложения, состоящие из песка, глины, ила, продуктов коррозии металла. Как правило, они удаляются сравнительно легко механическим или гидравлическим способом;

4) Смешанные отложения, представляющие собой комбинации вышеперечисленных видов отложений.

Для поддержания трубных систем конденсаторов в чистом состоянии проводятся профилактические мероприятия по предотвращению образования отложений, а также периодические очистки на работающей или остановленной турбине.

Очистка конденсаторов турбин от внутренних отложений связана с большими трудозатратами. Кроме того, понижается надежность работы конденсаторов из-за возможных повреждений труб. Поэтому в процессе эксплуатации должны быть приняты все меры по предотвращению загрязнений конденсаторов.

Для предотвращения накипеобразования, имеющего место из-за накопления солей жесткости в воде при испарении части ее в градирнях и брызгальных бассейнах рекомендуется продувка оборотных систем водоснабжения, водообмен водохранилищ, обработка воды кислотой и дымовыми газами, фосфатирование, комбинированные способы.

Для предотвращения образования мягких насосных отложений применяются периодическое увеличение скорости охлаждающей воды и непрерывная очистка конденсаторов резиновыми шариками.

Для предотвращения образования накипи применяются также физические способы - обработка воды магнитным полем и с помощью ультразвука.Для выбора способов предотвращения загрязнений конденсатора и способа очистки его производится осмотр трубной системы. Отбирается проба отложений путем соскабливания их с труб или проталкивание через трубу в шомпола с резиновым наконечником.

Анализ отобранных отложений в сочетании с исследованием систем водоснабжения позволит определить оптимальные способы очистки.

Наряду с метеорологическими, гидрологическими и гидротермическими исследованиями должен быть предусмотрен комплекс исследований по сезонному изменению солесодержания и гидробиологического режима охлаждающей воды.

В настоящее время применяются химические, термические, механические, гидравлические и прочие способы очистки труб.

6.1 Химические способы очистки

Для удаления накипи при кислотных промывках в качестве одного из моющих составов используется 2-5 %-ный раствор соляной кислоты. При прокачке раствора внутри труб происходит растворение накипи с выделением углекислого газа и образование пены. Для снижения агрессивности кислоты по отношению к сплаву конденсаторных труб в раствор вводятся ингибиторы - В-2, ПБ-5, И - 1-В. Для уменьшения образования пены вводится так называемый «водный конденсат» -смесь низкомолекулярных органических кислот (уксусной, муравьиной, пропионовой, валериановой, масленой и других кислот).

В сравнении с ингибированной соляной кислотой агрессивность выше проведенного раствора в несколько раз ниже. После промывки на внутренней поверхности труб сохраняется защитная окисная пленка, что позволяет уменьшить последующую коррозию труб и скорость роста минеральных отложений. Промывка может, производится на работающем блоке с поочередным отключением обеих половин конденсаторов.

Химические методы очистки не пригодны для удаления насосных и органических отложений. Для удаления последних используются способы, основанные на механическом или термическом воздействии на отложения.

6.2 Термическая сушка

Этот способ может быть применен для удаления отложений, обладающих способностью к растрескиванию и отслаиванию при высыхании. К открытому люку водяной камеры подсоединяют легкий металлический короб или один конец гибкого рукава (например, изготовленного из брезента), другой конец рукава соединяют с напорным патрубком специально устанавливаемого вентилятора производительностью 12-15 тыс.м?/ч с напором 100-150 кгс/м?. Для ускорения и повышения эффективности сушки осуществляется подогрев трубной системы конденсатора или сушильного воздуха. Подогрев воздуха до температуры 50-60°С может быть осуществлен в калорифере АПВ-280-190 или путем подмешивания горячего воздуха, отобранного после воздухоподогревателя котла. Для подогрева трубок конденсатора при их чистке на работающей турбине допускается ухудшение вакуума (повышена температура отработавшего пара).

На остановленной турбине подогрев может быть осуществлен путем подачи в конденсатор пара от постороннего источника.

Может быть также использовано аккумулированное тепло после останова котла. После высыхания отложения растрескиваются и отслаиваются от стенок труб, частично опадают, частично уносятся с воздухом. Оставшиеся отложения после подключения конденсатора удаляются с потоком воды. Продолжительность сушки при применении различных способов подогрева составляет 4-16 ч. Вышеприведенные способы достаточно просты, удобны в эксплуатации, не требуют больших трудозатрат. Механический износ труб отсутствует. Однако в ряде случаев эти способы не обеспечивают 100%-ного удаление отложений даже при сушке продолжительностью до 18 ч.

Со временем при многократном применении эффект ухудшается, что потребует использования других способов очистки. Сушку невозможно выполнять при неисправности арматуры на охлаждающей воде.

При нагреве труб увеличиваются термические напряжения в них, что может способствовать появлению неплотностей в трубной системе.

Примечание: Приказом РАО ЕЭС «РОССИИ» №307 (от 1999 г) запрещается проводить сушку конденсатора при работе турбины.

6.3 Вакуумная термическая сушка

Позволяет произвести удаление отложений при работе турбины без вскрытия люков конденсатора и в короткий срок. В отключенной и с дренированной водяной камере конденсатора создается вакуум более глубокий, чем в паровом пространстве конденсатора работающей турбины, при этом происходит вскипание и выпаривание влаги, содержащейся в отложениях.

Конденсация образующегося пара осуществляется в конденсаторе контактного типа, состоящем из системы тангенциальных сопл, расположенных на стенках сливной камеры конденсатора или в районе труб отсоса к эжектору.

Техническая вода, подаваемая на сопла, способствует конденсации пара. Образовавшийся конденсат удаляется в сливной коллектор с помощью насоса.

Вакуум в системе первоначально создается при дренировании отключенной половины конденсатора с помощью насоса, а затем обеспечивается путем конденсации пара в контактном конденсаторе и отсоса неконденсирующихся газов эжектором.

Данный способ позволяет более быстро за 2 часа выполнить сушку отключенной половины конденсатора. После подключения конденсатора по охлаждающей воде отложения смываются потоком воды.

Для успешного выполнения сушки предъявляются высокие требования к плотности арматуры трубопроводов охлаждающей воды.

6.4 Механическая очистка

При ручной очистке шомпол поочередно вручную вводится в трубу конденсатора в прямом и обратном направлениях. Для смыва отложений к свободному концу трубы шомпола через гибкий шланг с вентилем подводится техническая вода давлением 3-5 кгс/см?, которая вытекает через отверстия около проволочного ерша. Используются также ерши, изготовленные из капрона. Для механизации работ и снижения трудозатрат применяется гидравлический шомпол.

6.5 Очистка пневмогидравлическими пистолетами

Может быть произведена без снятия крыши конденсатора открываются только люки. К пистолету с помощью резиновых гибких шлангов подводится техническая вода давлением 3-4 кгс/см? и воздух давлением 4-6 кгс/см?.

Порядок очистки следущий. Наконечник пистолета вставляется в трубу пучка. При надавливании на пистолет происходит открытие затвора с подачей через сопло в конденсаторную трубу воды и сжатого воздуха. Через 5-15 с пистолет вынимают из трубы, при этом подача воды и воздуха автоматически прекращается, и пистолет устанавливается в следующей трубе.

6.6 Очистка гидравлическими пистолетами

Происходит без снятия крышек конденсатора при открытых люках. Очистка производится водой давлением от 4 до 12 кгс/см? (в зависимости от плотности и количества отложений). При подаче воды пистолет, наконечник которого вставлен в очищаемую трубу происходит автоматическая расклинивание наконечника между трубной доской и крышкой конденсатора с помощью встроенного гидравлического домкрата. При закрытии крана домкрата возвращается пружиной в исходное положение, затем производится очистка следующих труб. Время промывки трубы устанавливают в зависимости характера и количества отложений. Для повышения эффективности очистки в воду могут быть добавлены абразивные компоненты (песок, зола или опилки).

6.7 Очистка с помощью ершей, пыжей, пробок

Выполняется путем проталкивания через трубы предварительно установленных в них ершей, пыжей, пробок. Проталкивание производится с помощью шомпола или гидравлического пистолета. Для очистки могут применяться стальные ерши с набором резиновых шайб, наборы резиновый шайб установленных на металлическом стержне с проточками, войлочные пыжи (цилиндрики длиной 30-40 мм и диаметром, превосходящим внутренний диаметр трубок конденсатора на 0,5-1 мм), резиновые пробки с поясками по окружности цилиндра, пыжи из паролона. Прострел делается последовательно партиями из нескольких десятков пробок (пыжей). Пробки (пыжи) после прострела всей партии собираются в противоположной водяной камере, промывают от грязи и повторно используют. После прострела трубы необходимо осмотреть и извлечь из них застрявшие пробки (пыжи). Рекомендуется промыть трубы струей воды, при этом оставшиеся в трубках взрыхленные отложения легко смываются.

6.8 Очистка труб с помощью высоконапорных установок

Для очистки теплоэнергетического оборудования от загрязнений применятся высоконапорные гидравлические установки (например, «Атюмат» фирмы ВОМА, изготавливаемые в Германии). Эти установки применяются для очистки турбинного вспомогательного оборудования конденсаторов, бойлеров, подогревателей сырой воды и других теплообменников. Очистка производится струей высокого давления, вытекающей через сопло специального инструмента.

7 Расчетные показатели работы конденсационной установки

Давление отработавшего пара в конденсаторе р2 , как указывалось, изменяется при эксплуатации турбоагрегата в широких пределах. Оно зависит от следующих режимных условий: расхода отработавшего пара D2 (определяющегося электрической нагрузкой); расхода W и начальной температуры t1в охлаждающей воды. Поэтому для осуществления систематического эксплуатационного контроля за работой конденсационной установки необходимо располагать нормативными характеристиками, определяющими зависимость показателя её работы при исправном состоянии оборудования и допустимых по ПТЭ присосах воздуха от указанных режимных условий. Сопоставление фактических и нормативных показателей позволяет выявить неполадки в работе конденсационной установки и нарушения воздушной плотности вакуумной системы турбоагрегата. В качестве показателей работы конденсатора используются также конечный температурный напор, или разность температуры отработавшего пара t2 и температуры охлаждающей воды на выходе из конденсатора t2в:

?t = t2 - t2в (°C); (2)

При данных значениях D2, W, t1в температурный напор ?t практически однозначно определяет для нормальных режимов работы турбин, при которых отработавший пар является насыщенным, давление р2, которое может быть найдено с помощью таблиц теплофизических свойств водяного пара по температуре (°C);

t2 = t1в + ?tв + ?t (3)

?tв = t2в - t1в = D2 * ?h / W * св; (4)

где ?tв - нагрев воды в конденсаторе, °С;

D2 - расход поступающего в кондесатор пара, кг/с;

?h - удельная теплота кондесации отработавшего пара, кДж/кг*°С;

W - расход охлаждающей воды, кг/с;

Св - удельная теплоемкость воды, кДж/кг*°С;

?t = ?tв / (е^n -1) (5)

где n = К * F / св * W

здесь К - средний коэффициент теплопередачи конденсатора, Вт/м?*°С;

F - поверхность охлаждения конденсатора, м?.

Из выражений (1)-(2) видно, что при заданных значениях F, ?h и определенных режимных параметрах D2, W, t1в показатели эффиктивности работы конденсатора р2, ?t определяется значениями коэффициента теплопередачи К.

Из этих формул следует, что при прочих равных условиях уменьшение паровой нагрузки D2 приводит к понижению р2, и ?t;

Уменьшение температуры охлаждающей воды t1в - к увелечению ?t, но поскольку t1в + ?t становится при этом меньше, то t2 , а соответственно, р2 - уменьшается .

Уменьшение расхода охлаждающей воды W вследствие понижения при этом К слабо влияет на ?t, но преобладающее влияние при этом увеличения ?tв приводит к росту р2.

При испытаниях конденсаторов определяются непосредственно опытные значения среднего коэффициента теплопередачи по формуле:

Коп = D2 * ?h / (F * ?tср) (6)

8 Обслуживание конденсационной установки во время работы

Обслуживание конденсационной установки заключается в наблюдении за состоянием работающего оборудования и за параметрами, которые характеризуют режим работы установки в исправлении отклонений от нормального режима работы оборудования и производства профилактических мероприятий.

Вести наблюдение за уровнем конденсата в конденсаторе не менее двух раз в смену производить сверку показаний уровнемеров с водоуказательными стеклами. Нормальный уровень 1/3-1/2 водомерного стекла. Показания дистанционного уровнемера должны точно соответствовать водомерным стеклам.

Вести постоянный контроль за работой регуляторов конденсационной установки (регуляторов уровня в конденсаторе, регуляторов давления перед БОУ, по индикаторным лампочкам, контрольно-измерительным приборам регулируемого параметра).

Раз в смену производить обход регуляторов с целью выявления неисправности. При обнаружении неисправности по возможности исправить.

При отключении регулятора по любым причинам об этом должны быть поставлены в известность НСЦ и НС ЦТАИ. В оперативной документации сделать запись о времени.

Контролировать работу насосов путем осмотра и прослушивания.

Следить:

- за работой подшипников (наличием масла по масло указательным стеклам, качеством масла по анализу и цвету, смазкой подшипников, по работе смазочного кольца, подачей охлаждающей воды, по сливу из картера подшипников, не допуская повышения температуры выше допустимой);

- для ЦН - максимально допустимая температура 65 °С;

- для КЭН - максимально допустимая температура 70 °С;

Таблица 2

Показатели работы конденсаторов турбин №1-8 Ириклинской ГРЭС июнь 2005г.

Наименование		ТГ-1	ТГ-2	ТГ-3	ТГ-4	ТГ-5	ТГ-6	ТГ-7	ТГ-8
Электрическая нагрузка, МВт	Nэл	300	295	300	300	300	300	300	300
Норма вакуума, %	W	96,03	96,10	95,05	95,65	95,93	95,5	95,42	95,85
Вакуум в коенденсаторе, %	Wк	95,85	95,59	95,01	95,32	94,58	95,15	95,12	95,42
Температура выхлопа норма,°С	tвых	28,5	28,2	32,4	30,1	32,8	30,7	30,8	29,2
Температура выхлопа факт., °С	tв.ф	26,2	28,0	31,9	29,8	32,3	29,9	30,2	28,6
Температура цирк/воды, вход °С	tв1	11,0	11,0	16,5	14,5	17,0	14,0	14,5	12,0
Температура цирк/воды выход-А,°С	tв2	19,5	21,0	26,0	25,0	26,0	23,0	25,0	21,0
Температура цирк/воды выход-Б,°С	tв2	20,5	20,0	26,0	25,0	26,0	22,0	25,0	20,0
Нагрев цирк/ воды, °С	?tв	9,0	9,5	9,5	10,5	9,0	8,5	10,5	8,5
Температурный напор Норма,°С	?t	8,3	8,0	7,7	7,2	7,8	7,0	7,2	7,2
Температурный напор Факт.,°С	?tф	6,2	7,5	6,5	4,8	8,0	9,5	5,8	10,8
Вакуумная неплотность, кг/ч	Нк	30,0	65,0	50,0	50,0	50,0	30,0	40,0	65,0
Загрузка ЦН-А, А	JА	99	106	98	113	100	105	113	95
Загрузка ЦН-Б, А	JБ	106	103	103	109	109	106	109	103
Давление пара в 6-ом отборе, кгс/см?	Р6	2,15	2,10	2,30	2,36	2,25	2,24	2,15	2,19
Расход пара через конденсатор, т/ч	Dк	580,5	567,0	621,0	637,2	607,5	604,8	580,5	591,3
Расход охлаждающей воды, т/ч	Wв.к	35475	32826	35953	33377	37125	39134	30407	38261
Давление цирк/ воды на входе в конденсатор-А, кгс/см?	Р1цв	0,7/ 0,7	0,5/ 0,5	0,3/ 0,5	0,32/ 0	0,4/ 0,3	0,4/ 0,2	0,3/ 0,3	0,3/ 0,3
Давление цирк/ воды на входе в конденсатор-Б, кгс/см?	Р2цв	0,2/ 0,16	-0,13/ -0,1	-0,9/ -0,06	-0,1/ -0,1	-0,1/ -0,1	-0,1/ -0,1	-0,9/ -0,1	-0,1/ -0,1
Дата замера		18.5	18.5	21.6	13.6	25.6	4.6	13.6	13.6

Таблица 3

Показатели работы конденсаторов турбин №1-8 Ириклинской ГРЭС июль 2005г.

Наименование		ТГ-1	ТГ-2	ТГ-3	ТГ-4	ТГ-5	ТГ-6	ТГ-7	ТГ-8
Электрическая нагрузка, МВт	Nэл	300	300	300	295	300	300	300	300
Норма вакуума, %	W	94,50	94,26	94,50	94,80	95,05	94,50	95,42	95,05
Вакуум в коенденсаторе, %	Wк	94,01	93,55	93,88	94,37	94,33	94,01	95,17	94,33
Температура выхлопа норма,°С	tвых	34,2	35,1	34,2	33,2	32,4	34,2	30,9	32,4
Температура выхлопа факт., °С	tв.ф	33,9	34,1	33,2	33,0	31,8	33,8	30,8	31,5
Температура цирк/воды, вход °С	tв1	19,0	20,0	19,0	18,0	16,5	19,0	14,5	16,5
Температура цирк/воды выход-А,°С	tв2	29,0	30,0	29,00	27,5	26,0	29,0	25,0	26,0
Температура цирк/воды выход-Б,°С	tв2	30,0	28,0	29,0	27,5	26,0	29,0	25,0	26,0
Нагрев цирк/ воды, °С	?tв	10,5	9,0	10,0	9,5	9,0	10,0	10,5	9,5
Температурный напор Норма,°С	?t	6,0	5,6	6,0	6,0	6,4	6,0	7,2	6,4
Температурный напор Факт.,°С	?tф	6,3	5,1	7,2	5,5	9,3	6,8	5,8	8,8
Вакуумная неплотность, кг/ч	Нк	35,0	30,0	45,0	50,0	50,0	30,0	40,0	65,0
Загрузка ЦН-А, А	JА	98	110	100	100	100	103	113	95
Загрузка ЦН-Б, А	JБ	98	108	111	102	109	104	109	103
Давление пара в 6-ом отборе, кгс/см?	Р6	2,20	2,10	2,40	2,36	2,25	2,34	2,15	2,20
Расход пара через конденсатор, т/ч	Dк	594	567	648	637,2	607,5	631,8	580,5	594,0
Расход охлаждающей воды, т/ч	Wв.к	31114	34650	35640	36891	37125	34749	30407	34389
Давление цирк/ воды на входе в конденсатор-А, кгс/см?	Р1цв	0,7/ 0,7	0,5/ 0,5	0,3/ 0,5	0,32/ 0	0,4/ 0,36	0,4/ 0,2	0,3/ 0,3	0,3/ 0,3
Давление цирк/ воды на входе в конденсатор-Б, кгс/см?	Р2цв	0,2/ 0,16	-0,13/ -0,1	-0,1/ -0,1	-0,9/ -0,06	-0,1/ -0,1	-0,1/ -0,1	-0,9/ -0,1	-0,1/ -0,1
Дата замера		25.7	27.7	25.7	3.7	10.7	25.7	13.6	10.7

Таблица 4

Показатели работы конденсаторов турбин №1-8 Ириклинской ГРЭС август 2005г.

Наименование		ТГ-1	ТГ-2	ТГ-3	ТГ-4	ТГ-5	ТГ-6	ТГ-7	ТГ-8
Электрическая нагрузка, МВт	Nэл	300	300	300	280	300	300	300	300
Норма вакуума, %	W	94,50	94,26	94,40	94,90	95,05	94,50	94,93	94,25
Вакуум в коенденсаторе, %	Wк	94,01	93,55	93,60	94,77	94,33	94,01	93,69	94,01
Температура выхлопа норма,°С	tвых	34,2	35,1	34,6	32,8	32,3	34,2	32,7	35,0
Температура выхлопа факт., °С	tв.ф	33,8	34,1	33,3	32,4	31,6	33,8	33,1	34,9
Температура цирк/воды, вход °С	tв1	19,0	20,0	19,5	18,5	16,5	19,0	17,0	20,0
Температура цирк/воды выход-А,°С	tв2	29	30	30,5	28	25	29	26	29
Температура цирк/воды выход-Б,°С	tв2	30	28	29,5	28	26	29	27	29
Нагрев цирк/ воды, °С	?tв	10,5	9,0	10,5	9,5	9,0	10,0	9,5	9,0
Температурный напор Норма,°С	?t	6,0	5,6	5,6	5,2	6,4	6,0	6,3	5,3
Температурный напор Факт.,°С	?tф	6,3	5,1	7,0	5,3	9,3	6,8	7,1	6,2
Вакуумная неплотность, кг/ч	Нк	35,0	30,0		60,0	50,0	30,0	30,0	30,0
Загрузка ЦН-А, А	JА	98	110	100	94	100	103	118	97
Загрузка ЦН-Б, А	JБ	98	108	111	102	109	104	116	104
Давление пара в 6-ом отборе, кгс/см?	Р6	2,20	2,10	2,40	2,36	2,25	2,34	2,26	2,20
Расход пара через конденсатор, т/ч	Dк	594	567	648	637,2	607,5	631,8	610,2	594,0
Расход охлаждающей воды, т/ч	Wв.к	31114	34650	33943	36891	37125	34749	35327	36300
Давление цирк/ воды на входе в конденсатор-А, кгс/см?	Р1цв	0,7/ 0,7	0,5/ 0,5	0,3/ 0,5	0,32/ 0	0,4/ 0,36	0,4/ 0,2	0,3/ 0,3	0,3/ 0,3
Давление цирк/ воды на входе в конденсатор-Б, кгс/см?	Р2цв	0,2/ 0,16	-0,13/ -0,1	-0,1/ -0,1	-0,9/ -0,06	-0,1/ -0,1	-0,1/ -0,1	-0,9/ -0,1	-0,1/ -0,1
Дата замера		25.7	27.7	13.8	28.8	10.7	25.7	31.8	6.8

- для НОУ - максимально допустимая температура 70 °С;

- для ПНЭ - (подшипников скольжения)-75 °С, - (подшипников качения)-80 °С;

Нормальная температура подшипников должна быть не выше температуры окружающего воздуха на 20 °С.

- за работой концевых уплотнений по течам воды через них и нагреву грундбукс;

- за вибрационным состоянием агрегата по вибрации подшипников на ощупь или виброметрам.

Примечание:

Частота вращения (об/мин) 3000 1500 1000 750 и менее

Допустимая вибрация (мкм) 30 60 80 95

- за работой эл.двигателей в соответствии с инструкцией;

- за отсутствием течей и подсосов в разъемы насосов, фланцевых соединений трубопроводов и арматуры и т.д.;

- за чистотой насосов, эл.двигателей и площадок обслуживания.

При обнаружении неисправности доложить машинисту или СМБ и по возможности произвести устранение дефекта (замену масла, чистку труб охлаждающей воды подшипников, перебивку сальников, подтяжку анкерных болтов). Если дефект на работающем насосе устранить невозможно из условий соблюдения правил ТБ, необходимо произвести переход на резервный насос, работающий остановить и устранить дефект.

Следить за исправностью контрольно-измерительных приборов, правильностью положения уставок АВР и сигнализации на ЭКМ.

Вести наблюдение за следующими параметрами:

- вакуумом в горловине конденсатора;

- температурой основного конденсата, которая не должна быть выше 45 °С;

- температурой охлаждающей воды на входе и выходе из конденсатора;

- температурой выхлопного патрубка;

- расходом основного конденсата;

- давлением циркуляционной воды перед конденсатором, которое должно быть не ниже 0,3кг/см?, а разряжение в верхних сливных камерах конденсатора не менее 4,5 мм рт.ст.;

- давлением пара на уплотнение турбины 0,08 - 0,2 кгс/см?;

- разряжением в ПС -115, поддерживая его на уровне 100 -150 мм рт.ст. (0,15-0,2 ати).

Вести контроль за качеством конденсата. В случае появления жесткости в конденсаторе, что свидетельствует о присосах сырой воды, необходимо проверить работу основных эжекторов, качество потоков РНТ, ОБ, ПБ и так далее, а затем произвести поочередное отключение половин конденсатора с целью определения и устранения присосов, для чего:

- разгрузить турбину до 180 - 200 МВт;

- закрыть задвижку на отсосе воздуха на перемычке между эжекторами (при нормальной работе блока задвижка перемычке постоянно открыта);

- закрыть отсос воздуха из отключаемой половины конденсатора;

- закрыть задвижку от напорного цирк водовода (ВЦ-3 или ВЦ-4), отключаемого цирк водовода;

- закрыть задвижку с водяной камеры отключаемой половины на хоз. эжектор;

- остановить и разобрать эл. схему цирк насоса;

- разобрать эл. схему на задвижку с напорного цирк водовода (ВЦ-3 или ВЦ4). При необходимости сорвать сифон, вскрыть люк водяной камеры конденсатора (со стороны КЭН). После отыскания мест присосов сырой воды и устранения дефекта произвести включение половин конденсатора в обратном порядке.

В случае появлении жесткости после КЭН при нормальной жесткости конденсата в конденсаторе проверить плотность всасывающего тракта конденсатных насосов и насосы КЭН, как работающие, так и резервные.

Обеспечивать экономический вакуум при отсутствии переохлаждения конденсата, отсутствие повышенных присосов воздуха в вакуумную систему, нормальный режим работы цирк системы согласно режимной карте турбины. Причинами падения вакуума могут быть:

- останов и срыв ПНЭ;

- недостаточное количество пара на уплотнение турбины;

- попадание посторонних предметов в сопла основных эжекторов;

- срыв сифона в сливных цирк водоводах;

- останов ЦН;

- повышение уровня в конденсаторе;

- появление неплотности в разъемах фланцев и сальников арматуры, находящихся под вакуумом;

- присосы через фильтры БОУ;

- появление трещин в дренажных и сбросных трубопроводах, связанные с вакуумом;

- загрязнение трубных досок и трубок конденсатора и др.

На турбине К-300-240 много трубопроводов и аппаратов находятся постоянно под разряжением. Во время пуска турбины, растопки корпусов, а так же при изменениях тепловых режимов и состояний турбины могут появляться трещины в сбросных трубопроводах, компенсаторах, присосы во фланцы и сальники арматуры.

Во всех случаях изменения вакуума, а так же в результате сравнения и анализа работы турбины по данным предыдущих смен машинисты блоков и обходчики должны принимать оперативные меры по отысканию присосов с помощью свечи или специальных флажков.

Машинисты блока должны постоянно вести контроль и анализ работы конденсатора по температурному напору, сифону, степени нагрева цирк. воды и др., определять необходимость чистки трубных досок конденсатора или сушки трубок воздухом.

Вести контроль за состоянием кислорода в конденсаторе. Для контроля содержания кислорода в конденсаторе турбины персонал хим. цеха отбирает пробы за ПНД-4. При повышении содержания кислорода выше норм, вахтенный персонал КТЦ обязан обнаружить и устранить присосы в тракт основного конденсата.

Наиболее целесообразный порядок мест присоса следующий:

- проверить и при необходимости отрегулировать давление конденсата на уплотнение сальников насосов НОУ и конденсатных насосов;

- проверить наличие избыточного давления после БОУ;

- отобрать пробу конденсата за ПНД-4 и насосами НОУ, КЭН и путем сравнения определить, на каком участке тракта имеет место подсос воздуха. При присосах в тракте до БОУ необходимо:

- о прессовать резервный насос НОУ и во время его о прессовки взять анализ на кислород из пробоотборной точки за насосами. Снижение кислорода свидетельствует о том, что место подсоса находится на опрессовываемом насосе. Необходимо путем тщательного осмотра под о прессовкой выявить место протечки воды. Особое внимание следует обратить на фланцы, пробки и места врезки патрубков отсоса воздуха, подвода конденсата и т.д. Не исключено так же наличие трещин на корпусе насоса;

- если содержание кислорода во время о прессовки резервного насоса не изменилось, необходимо включить его в работу, остановить один из работающих и произвести его о прессовку. Путем поочередной о прессовки выяснить места подсоса воздуха.

Выявленные места подсоса воздуха необходимо устранить, а при невозможности сделать это силами вахты привлечь ремонтный персонал.

Качество основного конденсата до БОУ должно удовлетворять следующим нормам, не более: общая жесткость 0,5 мкг-экв/кг, удельная проводимость 0,5 мкСм/см; содержание растворенного кислорода(после конденсатных насосов) 20 мкг/кг.

При кислородно-аммиачном режиме в тракт основного конденсата на всас КЭН и БЭН вводится кислород в количестве 180-200 мкг/кг.

Примечание: На насосах, имеющих пробоотборные точки, работу по отысканию мест подсосов воздуха можно ускорить.

Для этого нужно во время о прессовки резервного взять анализы конденсата из каждого работающего насоса.

Повышение содержания кислорода указывает на насос, имеющий подсос воздуха. Путем его о прессовки необходимо выявить место подсоса. При присосах в тракте после БОУ необходимо аналогичным образом произвести опрессовку и отыскание мест присоса воздуха на конденсатных и сливных насосах ПНД . При о прессовке резервного насоса особое внимание обратить на разъемы верхней крышки насоса, на фланцы, шпильки, штуцера. Если при опрессовке насосов места присосов воздуха не были обнаружены, то это свидетельствует о том, что места присоса находятся до задвижек на всасе насосов. В этих местах присосы следует искать с помощью свечей или факела, поднося факел к фланцевым соединениям, сварным стыкам и места подсоединения штуцеров. Необходимо подчеркнуть, что осмотр мест вероятного подсоса должен производиться очень тщательно, так как даже небольшие отверстия дают резкое увеличение содержание кислорода.

Например, отверстие диаметром 3 мм вызывает повышение содержание кислорода на 800-900 мкг/кг.

Во время нормальной эксплуатации оборудования турбины необходимо обслуживающему персоналу (машинисту энергоблока, обходчику по турбине, СМБ) производить осмотр и отыскание присосов в вакуумную систему согласно графика профилактики оборудования, производить опрессовку расширителей дренажей турбины, сбросных трубопроводов.

Все операции по отысканию присосов должны записываться в суточную ведомость машиниста блока и оперативном журнале СМБ.

При понижении уровня воды в Ириклинском водохранилище в зимний и весенний периоды возрастает нагрузка двигателей цирк насосов, увеличивается вибрация из-за снижения подпора рабочего колеса и возрастания напора насоса. При этом необходимо усилить контроль за работой цирк насоса. Производить разворот лопастей в сторону уменьшения угла атаки, следить за нагрузкой электродвигателя.

9 Методика расчета сроков очистки конденсаторов

Конденсатор является аппаратом, который служит для создания при определенных условиях нагрузки турбины и температуры охлаждающей воды глубокого вакуума в выхлопном патрубке турбины и возвращения чистого конденсата для питания паровых котлов.

Требования к высокому качеству конденсата в особенности возрастает в блочных установках. При ремонте конденсаторов основными работами являются: чистка трубок, устранение присосов воды и воздуха в паровое пространство конденсаторов и замена трубок. Степень загрязнения внутренней поверхности трубок конденсаторов зависит от жесткости воды, наличия в ней органических и механических примесей, температуры и скорости охлаждающей воды, а также от нагрузки конденсатора, периодичности чистки и т.д.

В настоящее время электростанции все больше уделяют внимания контролю за величиной коэффициента чистоты конденсатора ?₃, который принимается в качестве основного показателя экономичности работы конденсационной установки.

Для расчета оптималного срока чистки конденсатора построим зависимость ?^опт₃ = f (t)_, которая выражена уравнением

?^опт₃ =а*t₁ +b (7)

где t₁-температура охлаждающей воды на входе в конденсатор,?С; а и b- постояннеые коэффициенты, принимаем для скорости воды в трубках конденсатора W_в

При определении наивыгоднейших сроков чистки поверхности охлаждения конденсаторов от отложений по коэффициенту чистоты ?₃ подсчитывается с учетом исходных эксплуатационных данных:

Nср - средняя годовая нагрузка турбинной установки, МВт;

N = 0,6*Nном - мощность турбоустановки в период чистки конденсатора, МВт;

Т - число часов работы турбинной установки, ч/год;

? - время, потребное для чистки трубок конденсатора от отложнений, ч/одна чистка;

r - стоимость одной чистки трубок конденсатора, руб/одна чистка;

с - стоимость условного топлива, руб/т;

а-себестоимость электроэнергии, коп/(кВт^*ч)

?b - изменение удельного расхода условного топлива при изменении ваккума в конденсаторе V на 1%, г/(кВт^*ч);

t^в_{1 -} температура охлаждающей воды на входе в конденсатор,^?С;

w_в - скорость охлаждающей воды в трубках конденсатора, м/с.

При проведении технико-экономических расчетов принимаем:

До внедрения контроля за состоянием поверхности охлаждения конденсаторов по величине коэффициента чистоты ?₃ чистка конденсаторных трубок проводилась при ?м₃=0,45 - четыре раза в год, или через каждые 12/4=3мес;

После внедрения контороля конденсаторные трубки чистятся через каждые 12/n мес;Величина коэффициента чистоты конденсатора после чистки его трубок как до внедрения контроля, так и после внедрения последнего ?''₃=0,9.

Делая допущение, что интенсивноть загрязнения охлаждающей поверхности конденсатора во времени происходит равномерно, будем иметь, что коэффициент чистоты конденсатора ?₃ каждый месяц снижается на величину

? ?м₃= ?''₃ - ?₃ /3=0,9-0,45/3=0,15 1/мес (8)

Таким образом, после внедрени контроля чистка конденсаторных трубок должна производится через каждые 12/n=0,9- ?м3/0,15 мес, а число чисток в год составит

n=12*0,15/0,9- ?м₃=1,8/0,9- ?м₃ раз/год (9)

Следует, однако, отметить, что изменение интенсивности загрязнения охлаждающей поверхности конденсатора во времени зависит от характера загрязнений.

Выработка электроэнергии турбоагрегатом: кВт*ч/год

W_год=N_ср*Т (10)

До внедрения контроля

W₁=(N_ср-0,6N_ном)*?*4 (11)

После внедрения контроля

W₂=((N_ср-0,6N_ном)*?)*(1,8/( 0,9- ?'₃)) (12)

Относительная недовыработка электроэнергии в периоды чисток трубок (кВт*ч/год):

?W=W₂-W₁=(N_ср-0,6N_ном)*[4?'₃-(1,8/(0,9- ?'₃))]*? (13)

Чему соответствует перерасход (руб/год):

Э₁=а/100*(N_ср-0,6N_ном)*(4?'₃-(1,8/(0,9- ?'₃))*? (14)

После внедрения контроля будем также иметь перерасход и в затратах на чистку трубок конденсатора (руб/год):

Э₂= (4 ?'₃-(1,8/(0,9- ?'₃))*? (15)

С учетом относительной недовыработки электроэнергии в период чисток конденсаторных труб после внедрения контроля фактическая годовая выработкаэлектроэнергии (кВт*ч/год):

W'_год=W_год-?W=[(N_срТ-(N_ср-0,6N_ном)*(4 ?'₃-(1,8/(0,9- ?'₃))]*? (16)

Учитывая повышения вакуума, после внедрения контроля получим экономию условного топлива (м³/год):

?В=?b?V*10^-6W'_год, (17)

или в денежном выражении (руб/год):

Э=с?b?V*10^-6W'_год (18)

10 Расчёт срока чистки кондесатора турбины К-300-240 ЛМЗ ИГРЭС

Проведем анализ конденсатора турбины ст.№3 , который в этот период находился болле всех в работе. Отклонение вакуума от нормы приходиться на летнее время, когда степень загрязнения внутренней поверхности трубок конденсаторов повышается.

Таблица 5 - Измерения вакуума в конденсаторе

Дата измерения	Вакуум норма, %	Вакуум Изм., %	t, ?С
21.06	95,05	95,01	16,5
13.08	94,40	93,60	19,5

По результатам таблицы видно,что отклонение вакуума составляет ?V=06,5%

Определение наивыгоднейших сроков чистки поверхности охлаждения конденсаторов от отложений по коэффициенту чистоты ?3 подсчитывается с учетом следующих исходных эксплуатационных данных выраженных в таблице

Таблица 6 -Исходные данные для расчета оптимальных сроков очистки кон денсатора

Nном, МВт	Nср, МВт	Т, г/год	?, ч/одна чистка	r, руб/одна чистка	C, руб/м3	а, кол/кВт*ч	?b, г/кВт*ч	wв, м/с
300	241,4	7000	30	21000	1980	70	2,1	1,86

Построим зависимость ?^опт₃ =f(t₁), которая выражена уравнением

?^опт₃ =а*t₁+b, (19)

применяя при скорости воды в трубках конденсатора W_в=1,86 м/с

а=0,00370 b=0,433

Построив график по первоначалной температуре воды t₁=16,5?С, определяем коэффициент степени чистоты ?'₃=0,494.

Далее определяем число чисток трубок конденсатора в год

n=1,8/0,9-0,494=4,4раза/год

10.1 Расчет экономии топлива

Выработка электроэнергии турбоагрегата составит:

W_год=241,4*7000*10³=169800000 кВт*ч/год

Недовыработка электроэнергии за счет снижения мощности турбиной установки составит:

- до внедрения

W₁=(241,4*10³-0,6*300*10³) *30*4=7368000 кВт*ч/год

- после внедрения

W₂=(241,4*10³-0,6*300*10³)*30*(1,8/(0,9-0,494))=8166502 кВт*ч/год

Относительная недовыработка

?W=8166502-7368000=798502 кВт*ч/год

чему соответствует перерасход

Э₁=70/100(241,4*10³-0,6*300*10³)*((4*0,494-1,8)/

(0,9-0,494))*30=558951,7 руб/год

После внедрения будем также иметь перерасход и в затратах на чистку трубок конденсатора

Э₂=((4*0,494-1,8)/(0,9-0,494))*21000=9103,4 руб/год

С учетом относительной недовыработки электроэнергии в периоды чисток конденсаторных трубок, после внедрения контроля фактическая годовая выработка электроэнергии

W_год=1689800000-798502=1689001498 кВт*ч/год

Учитывая повышения вакуума, после внедрения контроля получим экономию топлива

?В=2,1*0,65*10^-6*1689001498=2305,5 м³/год

в данном выражении составит

Э=1980*2,1*0,65*10^-6*1689001498=4564864,4 руб/год

В итоге внедрения контроля за состояние поверхности охлаждения конденсатора паровой турбины получим положительный годовой экономический эффект в сумме:

Э_год=4564864,4-9103,4=4499866 руб/год

Аналитические исследования показали, что при пользовании зависимостью, относительная погрешность при определении коэффициента ?^опт₃ не превышает 3%.

11. Система циркуляционного водоснабжения

Надежная и экономичная работа конденсационной установки зависит не только от состояния и работы конденсаторов, воздухоотсасывающих устройств, от конденсатных и циркуляционных насосов, но и от состояния и работы всей циркуляционной системы, к которой относятся также: напорные и сливные циркуляционные водоводы, приемные сетки, пруды и другие источники охлаждающей циркуляционной воды.

Системы циркуляционного водоснабжения прямоточные и оборотные в процессе эксплуатации подвергаются загрязнением илом, мусороми другими механическими, минеральными иорганическими отложениями. Нормальная эксплуатация этих систем возможна только, при проведении систематической очистки, так как засорения, вызывают сопротивления и в связи с повышением температуры охлаждающей воды ухудшение работы конденсационной установки.

11.1 Компоновка береговой насосной станции второго подъема

Насосная станция второго подъема технического водоснабжения ГРЭС разделена на два здания. Каждое здание имеет подземную и надземную части. Перекрытие машзала установлено на отметке 250,0 м.

Насосная станция имеет развитое щитовое отделение, в котором размещаются грубые решетки, ремонтные шандоры и вращающиеся очистные сетки.

Обслуживание насосной станции производится мостовым краном грузоподъемностью 10т.

Обслуживание входной части водоприемника осуществляется специальным мостовым краном грузоподъемностью - 5 тн.

На каждый энергоблок установлено по два циркуляционных насоса, в одном здании восем цирк насосов. Подвод воды к насосам выполнен прямоугольными камерами всасывания, присоединение к ним осуществляется раструбом. В качестве циркуляционных насосов установлены осевые поворотно-лопастные насосы типа ОП5-110КЭ Уральского завода Гидромаш.

Насосы имеют электромеханический разворот лопастей (ОП5-КЭ), кроме насосов ОП-5-110К энергоблока №1, которые установлены с ручным разворотом лопастей, разворот лопастей производится только при остановленном насосе. Рабочее колесо насоса заглублено на отметку 241,0 м. Забор воды для технического водоснабжения собственных нужд насосной осуществляется из напорных патрубков цирк насосов. Подача воды на собственные нужды всасывающих камер цирк насосов осуществляется насосами типа С-204. Для промывки вращающихся сеток установлено два насоса типа 4К-8.

Для поддержания температуры воды в бассейне перед грубыми решетками 3-5?С в зимнее время предусмотрена подача теплой воды от сбросных закрытых каналов по специальным двум трубопроводам сеч. 600 мм с колодцами отключения и задвижками, а так же предусмотрена подача воды от т/сети в коллектор отмывки вращающихся сеток ЦН.

11.2 Конструкция циркуляционного насоса

Одноступенчатый насос типа ОП-5-110 осевой, вертикальный, поворотно-лопастной предназначен для подачи охлаждающей технической воды в конденсатор. На энергоблоке ст. №1 установлены насосы типа ОП5-110К, у которых разворот лопастей рабочего колеса может производиться только при остановленном насосе. Для энергоблоков ст. №2-8 установлены насосы типа ОП5-110КЭ с электромеханическим приводом разворота лопастей рабочего колеса без останова насоса. Соединение вала насоса с валом электродвигателя жесткое, посредством фланцев. Направление вращения вала насоса против часовой стрелки, если смотреть со стороны электродвигателя. Вес вращающихся частей насоса и гидравлическая осевая нагрузка принимается пятой электродвигателя.

Насос состоит из корпуса и ротора. Корпус состоит из отвода, диффузора, направляющего аппарата, камеры рабочего колеса, сальникового уплотнения и закладного кольца. Отвод изготовляется из листовой стали в виде трубы с фланцами, изогнутой под 120 градусов.

Диффузор чугунного литья, представляет собой усеченный конус с фланцами и лапами для крепления навеса на фундаментных плитах.

Направляющий аппарат сального литья состоит из наружного обода и лопаток, в одну из которых заливается нержавеющая трубка для подачи чистой воды к подшипнику и средней части, в которой располагается нижний подшипник вала насоса. Сверху подшипника установлен верхний обтекатель. Камера рабочего колеса литая, из стали 1Х18Н10Т, разъемная из 2-х половин, что позволяет производить осмотр и ремонт рабочего колеса без разборки всего насоса.

Корпус верхнего и крышка сальника имеют осевой разъем. Мягкая набивка сальника состоит из отдельных колец просаленного хлопчатобумажного шнура.

Ротор насоса состоит из рабочего колеса и вала. Внутри втулки рабочего колеса установлен механизм разворота лопастей, предназначенный для установки их на требуемый угол в пределах диапазонов регулирования. Для смазки деталей механизмов поворота лопастей, внутренняя полость залита машинным маслом. Вал насоса изготовлен из кованой стали, 2-х фланцевый, полый, внутри которого расположен шток, предназначенный для передачи возвратно-поступательного движения от привода к механизму разворота лопастей.

Электромеханический привод разворота лопастей служит для поворота лопастей на заданный угол на ходу насоса и состоит из двигателя и понижающего червячно-цилиндрического редуктора. Редуктор привода состоит из зубчатой цилиндрической передачи, двух червячных и винтовой пар, вмонтированных в приставки привода.

Внутренняя полость привода залита машинным маслом, при необходимости изменения угла поворота лопастей рабочего колеса насоса включить питание электродвигателя привода редуктора.

Вращение от ротора электродвигателя через цилиндрическ зубчатуюпару, ведущую шестерню, которая жестко насажана на вал электродвигателя, передается двум червячным парам, затем через винтовую пару в возвратно-поступательное движение штока и далее через механизм разворота лопастей во вращательное движение последних. Угол поворота лопастей зависит от режима работы насоса и определяется по шкале указателя, укрепленной на подставке привода.

Для дистанционной передачи угла установки лопастей рабочего колеса предусмотрен дистанционный указатель. Указатель состоит из штока указателя, рычага с зубчатым сектором, основания с микровыключателем МИ-3, сельсинодатчика ВД-40-4А и сельсиноприемника ВО4-40-4А. Шток разворота указателя лопастей размещается в полом валу главного электродвигателя насоса и связан со штоком насоса.

Узел указателя разворота лопастей установлен на крышке электронасоса. Сельсин-приемник установлен в блоке управления насоса. При движении штока вверх (на закрытие лопастей) рычаг поворачивается вокруг своего основания на некоторый угол и преобразует поступательное движение штока во вращательное ротора сельсин датчика.

При движении штока вниз усилие перемещения рычага с зубчатым сектором сообщается специальной пружиной. Сельсин-датчик связан электрической цепью с сельсин приемником.

При повороте ротора сельсин датчика на некоторый угол ротора сельсин датчика и сельсин приемника жестко закреплены шкалы, градуировка которых соответствуют углу установки лопастей.

11.4 Нарушения в работе циркуляционных насосов

Значительные нарушения в работе ЦН вызываются весной и особенно осенью отложениями донного льда и шуги на фильтрующих решетках водоприемников.

Шуга - это мелкие частицы плавающего льда. Образуется шуга при переохлаждении верхних слоев в открытой ото льда части водоема, во время сильного снегопада.

Шуга попадает в нижние слои воды и заносится в грубые решетки, установленные в водоподводящем канале и в водоочистные вращающиеся сетки, установленные в камерах водоприемника насосной. Оседая на грубых решетках и вращающихся сетках, шуга забивает их, что приводит к понижению уровня в водоподводящем канале и камерах чистой воды, повышению разряжения на всасе насосов, снижению производительности, падению давления на напоре насосов и срыву их работы.