4.7 Вплив надійності теплоенергетичних систем ТЕС на загально станційні показники надійності, економічності й екологічності

Надійність - це властивість об'єкта виконувати задані функції, зберігаючи свої експлуатаційні показники продуктивності, економічності, рентабельності й інші в заданих межах в теченії необхідного проміжку часу або необхідного наробітку. Для стаціонарних теплоенергетичних установок, що представляють собою великі малосерійні ремонтовані вироби з більшим терміном служби, поняття надійності можна інтерпретувати, як властивість відпускати не збережену продукцію (енергію) по строго заданому режимі, при цьому зберігаючи експлуатаційні показники в заданих межах протягом необхідного тривалого наробітку [1].

Як відомо, до числа основних властивостей теплоенергетичних установок, їхніх агрегатів і елементів устаткування можна віднести наступні: безвідмовність, довговічність, справність, несправність, працездатність, непрацездатність, граничний стан.

Для характеристики надійності роботи енергетичного (ТЕС і АЕС) об'єкта, як правило використають наступні поняття:

ушкодження - подія, що полягає в порушенні справності системи її підсистем і елементів, внаслідок впливу зовнішніх впливів, що перевищують рівні, установлені в нормативно-технічній документації на об'єкті;

відмова - подія, що полягає в порушенні працездатності енергоблоку, внаслідок несправності підсистеми (котельні або турбінної установок), елементів ( конденсатор, насоси, підігрівники й т.д.).

Відмови можуть бути повні й часткові. Після виникнення повної відмови підсистеми або елемента, енергоблок відключається. Після виникнення часткової відмови енергоблок може залишатися в роботі, але з меншою ефективністю.

Надійність теплоенергетичної установки й вхідних у неї елементів у принципі можна визначити безліччю кількісних показників, у тому числі коефіцієнтом готовності Кг. Коефіцієнт готовності - це імовірність, того що енергоблок або його елементи виявляться працездатними, тобто готовими нести проектне навантаження в довільний момент часу, крім періодів його планових зупинок

При порядку обслуговування, що передбачає негайний початок відновлення об'єкта, що відмовив, для визначення коефіцієнта готовності може бути застосована формулі:

К_г = , (4.35)

де ₀ - наробіток на відмову (середнє число годин безвідмовної роботи) год;

_в - середній час відновлення працездатності, у результаті повного N_э =0, або часткового відмов, N>0, ч.

Використаний у практиці аналізу надійності енергоустаткування коефіцієнт готовності К_г - ураховує тільки повні відмови й не відбиває часткових відмов.

Як показує досвід багаторічної експлуатації найбільш характерними, є часткові відмови

Для визначення величини часткової відмови, що приводить до недовиробітку електроенергії можна використати, коефіцієнт часткової відмови К_ч [1]

К_ч= , (4.36)

де:

Э - річна не довідпуска електроенергії, через часткові відмови, кВт год;

Э_о - плановий річний виробіток електроенергії, кВт год;

N_эч - не довидача потужності внаслідок відмови, кВт;

- тривалість відмови, година;

N_эо - проектна потужність, кВт;

- проектне число годин роботи, година.

Приклад 1:

Для енергоблоків 300 МВт

N_эо = 300*10³ , кВт,

= 5*10³ година,

N_эч = 50*10³ кВт,

= 1*10³ година

К_ч =0,033, К_г = 0,83

Коефіцієнт часткової відмови, що приводить тільки до погіршення техніко - економічних показників 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 палива при частковій відмові, кг/кВт год;

- планова питома витрата, кг/кВт год;

- тривалість відмови й проектне число годин роботи в році, відповідно, година;

- не довидача потужності внаслідок відмови й проектна потужність, кВт.

Приклад 2:

Визначити величину часткової відмови К_еЧ і перевитрата палива , для наступних параметрів: =0,400г/кВт год; =0,30 кг/кВт год, N_эч, N_эо, , - див. приклад1

кг = 4.5 т

Глибина часткової відмови визначається не тільки часток зниження потужності установки через відмову якого-небудь елемента, але й режимом навантаження енергоблоку за період усунення відмови. У випадку постійного навантаження значення не довідпустки енергії визначається з вираження:

, (4.38)

Якщо ж заданий змінний графік навантаження N(t), то його необхідно апроксимувати східчастою функцією, а значення визначається як сумарне:

(4.39)

де - потужність, що недодає на j-м прямолінійній ділянці апроксимованого ступінчастого графіка [кВт]; - час, протягом якого навантаження на j-м ділянці прийнята постійної, тобто N_j=const. За час =(Т_ч- Т) триває відновлення елемента, що викликали часткову відмову, але комплекс повністю забезпечує заданий графік навантаження й недовиробіток відсутня.

В відповідності зі сказаним показники надійності й витрати повинні визначаться з обліком повних і часткових відмов комплексу.

Як було сказано вище, відмови впливають на техніко - економічні показники енергоблоку, які залежать від ККД.

Для оцінки впливу часткової відмови на ККД ТЕУ скористаємося формулою

ККД ТЕС, АЕС, або енергоблоку Ю_с яка має вигляд [2]:

, (4.40)

де:

_ку - ККД котельні установки;

- ККД транспорту;

- ККД турбоустановки;

- ККД генератора;

- частка витрати електроенергії на власні потреби.

Зниження ККД внаслідок відмови, можна визначити, як різниця:

, (4.41)

де: - проектний ККД, при номінальних навантаженнях(N_Э0);

- ККД при частковій відмові (ДN_ЭЧ).

Відомо, що ККД можна визначити й за допомогою рівняння енергетичного балансу [2]

, (4.42)

де

N_эо - проектна потужність, кВт.

- теплота палива, що спалює, кДж/кг;

В - проектна годинна витрата палива, кг/год;

Q_Н^Р - теплота згоряння палива, що спалює, кДж//кг.

Приклад 3:

N_Э0=300*10³ кВт, Q_Н^Р=Q=29,3*10³ кДж/кг,

В=99*10³ кг/год, =0,37.

ККД при частковій відмові може бути визначений з урахуванням формули (9) (для потужності N_эч<N_эо),

 (4.43)

Приклад 4:

Визначити величини ККД, у випадку часткової відмови , і коефіцієнт часткової відмови К_еЧ для енергоблоку 300 МВт, для параметрів прийняти із прикладів 2 і 3:

Приймаємо Q_с =const. Дані для розрахунку приймаємо із прикладів 1-3

.

У результаті зниження потужності N_эч<N_эо , ККД знизився на:

.

Відносне зниження ККД

.

Це відповідає енергетичним характеристикам .

Коефіцієнт часткової відмови для даного випадку

Тощо, коефіцієнт . Величину не довидачі потужності внаслідок відмови можна визначити, як різниця потужностей:

, кВт (4.44)

де

N_эч - величина зниження потужності внаслідок відмови, кВт.

Для складних технологічних систем, до числа яких ставляться енергоблоки ТЕС і АЕС, оцінку впливу відмов в окремих елементах можна зробити з використанням методу декомпозиції. При цьому думаємо, що коефіцієнт готовності енергоблоку

, (4.45)

є добуток коефіцієнтів готовності окремих елементів, що справедливо для систем з послідовним протіканням процесів в окремих елементах і підсистемах (Рис 1). Загальне зниження потужності енергоблоку, представляє суму зниження потужностей окремих елементів і підсистем

; , (4.46)

Малюнок 4.9- Структурна схема декомпозиції показників надійності енергоблоків ТЕС і АЕС

Коефіцієнти готовності К_г і часткової відмови К_ч енергоблоку, як складної технологічної системи, може бути визначений на підставі його структурної схеми (Рис. 5.10). Схема (ТЕУЕС) - теплоенергетичної установки електростанції включає підсистеми: котельню установку (КУ), трубопроводи (ТР), турбоагрегати (ТА). Ці підсистеми, у свою чергу складаються з підсистем і елементів. Більше докладну структуру розглянемо на прикладі декомпозиції турбоагрегату. До складу ТА прийняте відносити турбогенератор (ТГ) і турбоустановку (ТУ) У свою чергу ТУ включає регенеративну систему (РС), турбіну (Т) і низькопотенційний комплекс (НПК). НПК включає у свою сполуку - останній щабель ЦНТ (ПС), конденсаційну установку (КУТ), систему технічного водопостачання (СТВ), і підігрівники низького тиску (ПНТ). КУТ - складається з елементів: конденсатор (ДО), конденсаційні насоси (КН), ежекторні установки (ЕЖ). СТВ включає - циркуляційні насоси (ЦН), охолоджувачі циркуляційної води (ОЦ) і водоводи (подача й зворотна) (ВВ).

Додаткові втрати, що виникають у результаті відмов устаткування ТЕС і АЕС визначаються, по різниці між фактичними техніко-економічними показниками що відмовив і заміщає його в період відмови встаткування. Під устаткуванням, що заміщає, у цьому випадку розуміється найбільш економічне сучасне встаткування, що може бути встановлене на наявній площі електростанції, що реконструюється, або для компенсації недовиробітку, внаслідок відмов.

Сумарний збиток внаслідок відмови елементів устаткування блокових ТЕС за розглянутий період (найчастіше за один рік) можна представити у вигляді суми[2]:

U = U_Т + U_НЕД + U_АВ.РЕМ + U_ПУСК + U_ВЫБ +U_{СН ,} грн. (4.47)

де:

U_Т - збиток від перевитрати палива внаслідок відмови устаткування, грн.

U_НЕД - збиток ТЕС від недовідпустки енергії через технологічні відмови устаткування, грн.

U_АВ.РЕМ - збиток, викликаний проведенням аварійних ремонтів, викликаних відмовою устаткування, грн.

U_ПУСК - збиток, викликаний позаплановими пусками, внаслідок відмов викликаних старінням устаткування, грн.

U_СН - збиток внаслідок збільшення витрати енергії на власні потреби, грн.

U_ВЫБ - збиток від збільшення викидів в атмосферу забруднюючих речовин, викликаних відмовою, грн.

Для визначення доданків авторами пропонуються апробовані ними формули:

Перевитрата палива при частих відмовах устаткування ВПЕР являє собою різниця між фактичними витратами палива на аварійному В_У й устаткуванні, що заміщає, ВЗ( або за проектним даними В):

УПЕР = В_У - В_З, т (4.48)

Тощо, збиток від перевитрати палива при експлуатації енергоблоку з устаткуванням, що відмовило, становить:

U_Т = Ц_Т(В_У - В_З), грн./рік (4.49)

де

Ц_Т - ціна однієї тонни умовного або натурального палива, грн./т

Приклад 5:

Оцінити збиток, внаслідок зниження вакууму в конденсаторі енергоблоку К-300-240, на , згідно [2], зниження вакууму приводить до зниження потужності ( 1%) і збільшення питомої витрати палива енергоблоком

Для енергоблоку ДО-300-240 b_о = 340 г/ кВт год, тоді при :

г/ кВт год, тобто b_і =b_о+ =346,8 г / кВт год

N_Э0=300*10³ кВт, N_эі = 0,01*300*10³=3000 кВт;

Nэ=300*10³-3*10³=297*10³ кВт;

Число годин відмови =1000 годин;

Недовиробіток ДЭ_э=1*10³* 3*10³=3*10⁶ кВт год;

Перевитрата палива ДB=3*10⁶*6,8=21 тонн;

Збиток при ціні палива Ц_Т=50*5=250 грн./т;

U_Т=250*21=5250 грн.

Збитки ТЕС у результаті недовідпустки електричної й теплової енергії, викликаного технологічними відмовами устаткування, виражаються в зниженні прибутку від реалізації її й, у відповідності збільшення витрат палива.[2]

Збиток ТЕС внаслідок недовідпустки електричної й теплової енергії, відмов, тривалості ремонту по усуненню тривалості, міжремонтного періоду встаткування, у порівнянні із замінюючим його (знаходженням строком модернізації, поетапна модернізація):

,грн. (4.50)

У випадках недовідпустки тільки електричної енергії:

U ), грн. (4.50 а)

де:

Т_З і Т_Т - середні тарифи на електроенергію й тепло, грн./кВт год;

і - зниження вироблення електроенергії й тепла при аварійному відключенні встаткування, внаслідок відмов, [кВт/година];

і - коефіцієнти втрат в електричних і теплових мережах, приймаються по діючих нормативах;

b_ЗУ, b_ТУ - фактичні питомі витрати умовного палива на відпустку електроенергії й тепла, г. т.п. /кВтгод;

Y_ОТК, Y_Д.РЕМ, Y_ПР.РЕМ - коефіцієнти перевищення розраховуючи на рік числа відмов, тривалості ремонту й тривалості міжремонтного періоду застарілого обладнання в порівнянні із замінюючим його.

Приклад 6

Збиток від недовідпустки електроенергії формула (5.55а) енергоблоком 300 МВт Зуєвської ТЕС при тарифі Т_э = 0,15 грн. /кВт год

і втратах в електричних мережах = 0,15 і ДЭ_э = 3*10⁶ кВт*год складе

U = 0,15 *3*10⁶ ( 1-0,5) =3,8*10⁵ грн.

Для визначення збитку, викликаного проведенням аварійних ремонтів, устаткування рекомендується формула:

U_АВ.РЕМ = _РЕМТ_РЕМN_РЕМ, грн. (4.51)

де

_РЕМ - вартість ремонту, що простоює в ремонті енергоблоку (агрегату) потужністю 1 МВт за добу, [грн./МВт добу]

ТРАМ - тривалість аварійних робіт; [добу]

N_РЕМ - установлена потужність ремонтованого енергоблоку (агрегату), МВт

Збиток від позапланових пусків енергоблоків внаслідок відмов може бути визначене по формулі:

, грн. (4.52)

де:

Ц_т - ціна палива, використовуваного на ТЕС при пусках, [грн./т]

- нормативні витрати палива на кожний позаплановий пуск енергоблоку i - го типу, [Т/пуск]

n_i - кількість пусків «i» енергоблоків , [шт]

m_i - кількість пусків енергоблоків «i», [шт.]

Приклад 7:

Визначити збиток внаслідок поза плановими пусками енергоблоку

К - 300- 240. Відповідно до норм пускові втрати для блоків 300 МВт становлять [3] : B_ні = 200 т, при ціні Ц_т=250грн/т; U_пуск = 200*250=50000 грн.

При відмовах устаткування ТЕС і АЕС відбувається збільшення витрати енергії, для КЕС. Частка витрати електроенергії на власні потреби КЕС при номінальних режимах . При нерозрахованих режимах, викликаних відмовами зростає[6].

Приклад 8:

Визначити збиток для блоку 300 МВт при зниженні навантаження, внаслідок часткової відмови до N_эі = 240 Мвт. Відповідно до нормативних характеристик для 300 МВт , а при N_эі = 240 МВт

U_сн=( = 0,015 *240 *10³* 1*10³ *0,15 = 540 10³грн (4.53)

Збиток від збільшення викидів у навколишнє середовище забруднюючих речовин визначаються додатковою платою за викиди при експлуатації несправного устаткування енергоблоку. Платежі за викиди, що перевищують норми тимчасово погоджені, визначаються шляхом множення ставок оплати за забруднення в межах ВОВ на п'ятикратний підвищувальний коефіцієнт. У плату за викиди вводиться коефіцієнт екологічної ситуації, що враховує стан повітряного басейну в різних економічних районах.[4]

Для оцінки збитків від викидів забруднюючих речовин може бути використана формула [4.54]:

,грн. (4.54)

де: H_ВСВі - норматив плати за викиди “і”- го забруднюючої речовини, грн./м.

, - викиди і - го забруднюючої речовини (золи, діоксиду сірки, оксиду азоту) у межах ВСВ і ПДВ, [г/с]

- фактичні викиди i - го забруднюючої речовини, [г/с];

К_е - коефіцієнт екологічної ситуації;

Таким чином, сумарний збиток, внаслідок відмов устаткування ТЕС може бути визначений по(13), з обліком(14) - (20), а також пошуки способів його запобігання, можна з високим ступенем точності визначити по (13) при цьому слід зазначити, що вірогідність і оперативність результатів може бути реалізована на базі АСУТП.

Висновки:

Пропонується метод оцінки впливу надійності на економічність і екологічність ТЕС. Запропоновано метод оцінки збитку внаслідок відмов у роботі, супроводжуваний числовими прикладами з досвіду експлуатації Зуєвської ТЕС. Даний метод може застосовуватися для будь-яких систем і підсистем, як ТЕС, так і АЕС.

5. Види й способи усунення забруднень у трубках конденсатора

5.1 Характерні відмови при експлуатації конденсаторів

У результаті узагальнення статичних даних при експлуатації конденсаторів парових турбін відзначені найбільш характерні відмови в роботі, до їхнього числа ставляться:

Зниження вакууму в конденсаторі або збільшення Рк.

Це може відбуватися в наслідку:

- збільшення пропуску пари в конденсатор, тобто збільшення парового навантаження при постійній витраті циркуляційної води:

- зниження витрати охолодної води G_B або збільшення температури охолодної води ;

- порушення теплообміну між конденсованим парою й охолодною водою .

Причиною цієї відмови є зниження коефіцієнта теплопередачі К и збільшення недогріву ?t.

Зниження коефіцієнта теплопередачі До може відбуватися в наслідку:

- забруднення поверхонь охолодження конденсаторів органічними й неорганічними відкладеннями, що приводить до збільшення термічного опору;

- за рахунок скорочення витрати охолодженої води через конденсатор у результаті підвищення гідравлічного опору трубок або їхнього закупорювання;

- підвищення змісту газів, що не конденсуються, у паровому просторі конденсаторів, в основному повітря потрапляючого в конденсатор з парою, що відробила, через нещільності у вакуумній системі.

5.2 Характерні забруднення трубок конденсаторів.

Глибина вакууму в конденсаторі турбіни перебуває в прямої залежності від стану конденсатора (щільність конденсатора по вакуумній системі й чистота його конденсаторних трубок ) тому що на сопрікасаємой паром зовнішньої поверхні конденсаторних трубок, відбувається його конденсація.

На початку експлуатації блоків на Зуєвській ТЕС були більші проблеми, пов'язані із чистотою конденсаторів. У початковий період роботи, станція зазнавала більших втрат від недовиробітку електроенергії через поганий стан конденсаторів. Особливо в літню пору.

Інтенсивність забруднення конденсаторів залежить в основному від якості охолодної води, схеми водопостачання, пори року й умов експлуатації. Забруднення прийнято класифікувати на групи: механічні, органічні, сольові.

Як правило, забруднення носить комбінований характер, однак якийсь вид забруднень має переважаюче значення.

Механічні забруднення - це засмічення конденсаторних трубок і трубних дощок тріскою, травою, землею, листами й т буд.

Ці забруднення носять сезонний характер і підсилюються навесні, восени.

Органічні забруднення - це відкладення найпростіших мікроорганізмів і водоростей, називаних біологічними обростаннями;

Сольові забруднення конденсаторів - це відкладення внутрішньої поверхні трубок накипу без термічні опори, що створюють більші, теплопередачі. Випадання накипу відбувається при охолодженні конденсаторів мінералізованою водою, що містить солі тимчасової твердості. Частина цих солей розпадаються з утворенням накипу на стінках трубок конденсаторів. Такі випадки звичайно створюються в оборотних системах водопостачання, де за рахунок випару й віднесення води росте солевміст охолодженої води.

5.3 Способи усунення забруднень

Ці способи можна класифікувати на хімічні, термічні, механічні. На Зуєвській ТЕС знайшли застосування хімічного очищення й термосушки конденсаторів.

Система циркуляційного водопостачання Зуєвської ТЕС замкнута із градирнями й бризкальними басейнами. Хімічний-хімічний-увідно-хімічний режим цирсистеми з обробкою 50% додаткової води вапнуванням і уведенням оксиетілідендіфосфонової кислоти без організованої продувки системи не забезпечує без накипну роботу конденсаторів турбін. У холодний період року конденсаторні трубки забруднюються накипом і органічними відкладеннями. У теплий період року основним забрудненням конденсаторів є накип. Для очищення конденсаторів на станції застосовуються кислотні промивання, у рік кожний конденсатор промивається два рази.

5.3.1 Хімічні методи очищення

5.3.1.1 Кислотне очищення

На Зуєвській ТЕС застосовується хімічне очищення конденсатора соляною кислотою HCL концентрації 3- 5 % для видалення накипу. При прокачуванні розчину усередині труб відбувається розчинення накипу з виділенням вуглекислого газу й з утворенням піни. Скупчення піни у верхній частині трубок перешкоджає доступу миючого розчину. Інтенсивно омивана розчином нижня частина труб піддається впливу соляної кислоти, що може привести до розчинення металу труб. Для зниження агресивності кислоти стосовно сплаву конденсаторних трубок у розчин уводять інгібітори ПБ-2 і КИ-1. Для зменшення утворення піни вводяться піногасники ПМС-400.

Заключними операціями є лужні й водяні промивання. Корозійна активність розчину, утворення піни й необхідність більших трудовитрат, є недоліками даного способу.

5.3.1.2 Експериментальні хімічні очищення

Професором В.Д.Безугловим були проведені наукові дослідження з розробки композицій для зняття органічних відкладень внутрішньої поверхні труб. Дослідження проводилися в хімічних лабораторіях і на діючому устаткуванні Зуєвської ТЕС. Розглядалися з метою знаходження оптимальної композиції для зняття відкладень наступні композиції: персульфат алюмінію, водяний розчин УПАВШИ в сполученні з неорганічними солями й композиція на основі комплексона.

З розчинних композицій найбільш оптимальним варіантом задовольняючим всім вимогам дослідників виявилися конструкція на основі комплексона (сполука 3% хлористий алюміній і 0,3% трилона Б)- ця композиція дозволяє знімати органічні відкладення разом із продуктами корозії мідно-нікелевого сплаву протягом 3 годин. Після обробки миючим розчином поверхня зразків труб залишається рівною й блискучою. Контроль знімання металу в процесі зняття відкладень дозволив визначити концентрацію іонів міді в промивному розчині 50-55 мг/л, концентрацію заліза 10-15 мг/л, що перебуває в межах припустимих значень 100мг/л, 50мг/л.

За результатами проведеної в хімічній лабораторії апробації колепозиція була рекомендована для промислового очищення конденсаторів від відкладень. Дана композиція може бути застосована як альтернатива кислотним промиванням на Зуєвській ТЕС.

Основними недоліками миючої композиції на основі ВПАВШИ є, то що при відмивання поверхня металу під відкладенням темних кольорів, тобто продукти корозії мідних трубок даної композицій не знімаються, і після проведення промивання конденсатора отримане незначне поліпшення експлуатаційних характеристик конденсатора (вакуум поліпшується на 1-2 мм арт.ст.). Причиною низької ефективності промивання композицій на основі ВПАВШИ, по-перше з'явилося сильне піноутворення в процесі промивання. Піноутворення при статичній обробці зразків труб у лабораторних умовах практично було відсутнє й з'являлося лише в динаміку промивання при промочуванні миючого розчину через труби конденсатора. По-друге, причиною низької ефективності миючої композиції в промислових умовах є той факт, що композиція дозволяє зняти органічні відкладення із внутрішньої поверхні труб, практично не розчиняючи стінок труб. Після промивання на стінках труб залишається шар продуктів корозії металу труб, що позначається на теплопровідності трубок і експлуатаційних характеристик конденсатора. Через вищевказані причини виникла необхідність коректування сполуки миючої композиції.

Основним же недоліком композиції на основі персульфату алюмінію було підвищене знімання металу труб у процесі зняття відкладень. Якщо нормою вважалася концентрація іонів міді в процесі відмивання менше 100 мг/л, те, використовуючи дану композицію, концентрація становить 4000-5000 мг/л.

Використання інгібіторів теж не було результату, і концентрація перевищувала норму й становила 300-5-мг/л. Тому цей композиційний матеріал не пройшов у подальше використання через значне знімання металу в процесі зняття відкладень.

5.3.2 Термічний метод

Через складну проблему забезпечення без накипного режиму системи циркуляційного водопостачання Зуєвській ТЕС і підтримки в задовільному стані конденсаторів турбін на електростанції було ухвалено рішення спробувати поліпшити експлуатаційний стан конденсаторів за допомогою виконання періодичних термічних чищень.

Принцип термічного сушіння полягає в тім, що для очищення трубок застосовується підігріте 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 трубки конденсатора, при температурах 40-60 ⁰С гинуть, у повітряному середовищі висихають і віддаляються. Таких температур можна досягти за рахунок тимчасового погіршення вакууму в конденсаторі.

На ТЕС термічні сушіння застосовуються тривалий час. Накопичений досвід і був наданий Зуєвській ТЕС виді технічної допомоги по випробуванню маловитратного способу періодичної термоочистки. Використання термосушки дозволяє підтримувати стан конденсаторів у задовільному стані, середньомісячні перевищення нормативного температурного напору рідко перевищують 1,0-1,5 ⁰С.

У початковий період експлуатації застосовувалися кислотні промивання для боротьби з карбонатними відкладеннями. На електростанції також випробувалися кулькове очищення, обробка магнітною підлогою, термосушка. Одночасне використання всіх методів очищення не дозволяло оцінити ефект кожного окремо. Очевидно окремі фактори (не настільки часті термічні сушіння, а так само нестійкість роботи кулькових установок і поломки установки магнітної обробки води) приводили до утворення застарілих відкладень, що вимагало виконанню кислотних промивань.

Після відмови від кулькового очищення й магнітоочистки й збільшення числа термічних сушінь конденсаторів (до 3-4 сушінь кожного конденсатора на місяць) відпала необхідність у виконанні кислотних промивань, тому що термосушки підтримували в нормі чистоту конденсатора.

На Зуєвській ТЕС не на всіх блоках впроваджена система термосушки. І через частий вихід з ладу встаткування термосушки й не погоджених дій обслуговуючого персоналу по очищенню конденсатора, проведення термосушки на Зуєвській ТЕС не дозволяло повністю відмовитися від кислотних промивань, тобто кислотні промивання є в цей момент основним способом очищення конденсатора від відкладень на Зуєвській ТЕС.

5.3.3 Система кулькового очищення конденсатора

У період 1990-1991р. на блоці 1 Зуєвської ТЕС був розроблений і впроваджений проект системи ШОК (СРСР) для очищення трубок конденсатора від забруднення.

При випробуванні системи ШОК (СРСР) виявлений ряд недоліків:

· Нестійка робота кулькової установки (мали місце недоробки й часті поломки устаткування) не дозволяла підтримувати чистоту трубок у постійній чистоті, у результаті утворилися дуже міцні відкладення (накип) і при повторних включеннях системи ШОК відбувалася закупорка кульками трубок конденсатора, що приводило до жалюгідних постійних наслідків.

· Відсутність резервів кульок привело до відмови від роботи цих пристроїв і поновлення кислотних промивов.

Всі ці недоліки не дозволили прижитися системі ШОК (СРСР) на Зуєвській ТЕС у той час, тобто ШОК (СРСР) виявився не ефективним способом очищення для даної станції з даними видами відкладень.

Оскільки, як відзначено вище негативні впливи забруднення конденсаторів на вакуум досить істотні, а універсальних ефективних способів видалення забруднень практично ні, те найважливішим завданням експлуатації є запобігання забруднень. Необхідне вишукування ефективного способу очищення, з мінімальними витратами праці й по можливості без обмеження навантаження [8].

Як було сказано раніше, метод ШОК постійно вдосконалюється й модернізуються його елементи (фільтри, ежектора, кульки й т.д.). З появою на українському ринку фірми «Тапрогге» сповідаючий ШОК і, що досягла в цьому плані найбільшого успіху у світі, і звіти, що з'явилися, про роботу ШОК «Тапрогге» на Запорізької АЕС дають підстави вважати про появу оптимально-ефективного методу очищення конденсаторів, що дозволяють мінімізувати витрати на працю й працювати без зниження навантаження [25]. У цей момент на Зуєвській ТЕС впроваджується нова ВНУ (високонапірна установка) «Хаммельманн». За допомогою цієї установки виробляється очищення охолодних трубок конденсатора турбіни, маслоохолоджувачів і іншого теплообмінного устаткування ТЕС. Принцип роботи ВНУ «Хаммельманн» - очищення струменем води високого тиску, а також за допомогою спеціальної насадки, що одягається на шланг, сопла якої автоматично обертаються у двох площинах. Робота ВНУ (високонапірної установки) «Хаммельманн», полягає в тому, що трьома плунжерними насосами створюється високий тиск води, що подається в шланг. На кінці шланга одягнена спеціальна насадка сопла, який автоматично обертаються у двох площинах. Оператор рухає шланг по всій дині конденсаторної трубки. За допомогою педалі він перекриває й подає воду від плунжерних насосів ВНУ (високонапірної установки) «Хаммельманн» у шланг. Також застосовуються струминні пістолети високого тиску для роботи від 50 до 1000 бар.

Технічна характеристика ВНУ «Хаммельманн»:

Трехплунжерний насос;

Потужність електродвигуна - 380 У;

Тип -HDP - 160;

Тиск на вході - 5 бар;

Тиск на виході - 1500 бар;

5.4 Розрахунок реальної теплової схеми в експлуатаційному режимі при використанні в конденсаторі трубок марки МНЖ-5-1

Заміна латунних трубок на трубки марки МНЖ-5-1 дозволяє поліпшити теплопередачу, (коефіцієнт теплопровідності ) між стінками труб, у яких протікає охолодна вода й пором вступнику в конденсатор. Тим самим гарантує незмінний кінцевий тиск у конденсаторі Р_к=0,0049 МПа, тобто використання стали МНЖ-5-1 у трубках конденсатора, дозволяє поліпшити Р_к у конденсаторі із Р_к=0,0067 МПа до Р_к=0,0049 МПа (Р_к=0,0067 МПа досягається використання латунні трубки в конденсаторі), [4].

Тому стан пари за ЦВТ і ЦНТ залишається незмінним і ідентичним значенням, розрахованим у пункті 3.2.

Через зміну кінцевого тиску Р_к=0,0049 МПа відбувається зміна стану пари за ЦНТ, тому:

=2762-0,85*(2762-2240)=2318 кДж/кг;

тобто. змінюється стан пари у відборах ідуть зі ЦНТ, а це відбори №№ 7, 8, 9.

5.4.1 Визначення параметрів, що змінилися, пари по регенеративних відборах ЦНТ і заносимо дані в таблицю.

Таблиця 5.4.1 Параметри пари по регенеративних відборах

Визначаємо тиск пари в підігрівниках з урахуванням втрати тиску в трубопроводах пари, що гріє, а також величину підігріву основного конденсату й величину недогріву. Втрати тиску визначаються по формулі:

, % (5.1)

Тиск у підігрівниках визначається по формулі:

, МПа (5.2)

Підігрів води визначається по формулі:

, ⁰С (5.3)

Недогрів у підігрівниках складе виходячи з формули:

, де (5.4)

Таблиця 5.4.2 Розрахункові дані

5.4.2 Визначення часток пари, витрати й потужностей потоку

Всі отримані дані заносимо в таблицю 5.4.3

Таблиця 5.4.3 Розрахункові дані

5.4.3 Визначення техніко-економічних показників

Таблиця 5.4.4 ТЕП блоки 300 МВт Зу ТЕС при використанні в конденсаторі трубок марки МНЖ-5-1

5.5 Висновки з розрахунків теплових схем

У даному дипломному проекті наведені 3 розрахунки теплової схеми блоку 300 МВт Зуєвської ТЕС. У першому розрахунку розглядається проектна теплова схема блоку 300 МВт Зу ТЕС, другий і третій розрахунок наведені у вигляді порівняння на експлуатаційному навантаженні 275 МВт, що у цей час несуть енергоблоки Зуєвської ТЕС. Порівняння двох розрахунків полягає у використанні в другому розрахунку латунних трубок у конденсаторі, а в третьому МНЖ-5-1. При впровадженні трубок МНЖ-5-1 техніко - економічні показники станції покращилися, про це свідчить збільшення ККД станції на 1%, скорочення питомої витрати умовного палива на 10 т.у.п./кВт ч.

З наведеного вище матеріалу, можна зробити висновки: одним з факторів погіршення економічності Зуєвської ТЕС є перевищення фактичного кінцевого тиску пари, що відробило, Ркфакт=0, 00679 МПа в конденсаторі над нормативним кінцевим тиском Ркнорм=0, 0034 МПа, тобто Р_к^факт>Р_к^норм.

Це невідповідність можна пояснити тим, що споконвічно Зуєвська ТЕС працює на системі охолодження від градирень, що підвищує тиск на вихлопі турбін у порівнянні з розрахунковим тиском і тим самим підвищує тиск у конденсаторі вище проектного. Ця проблема ставати актуальною в літню пору через збільшення температури повітря до 40 ⁰С, і збільшенням температури охолодженої циркуляційної води до 20ч25 ⁰С, все це позначається в підсумку на тиск у конденсаторі.

До однієї з головних причин можна віднести використання в трубках конденсатора, на Зуєвській ТЕС, матеріалу з меншими теплопередающими якостями, що погіршує теплообмін у конденсаторі й підвищує тим самим кінцевий тиск у ньому. Тому потрібно приділяти особливу увагу заміні трубок у конденсаторі на тих блоках, де використаються трубки з малими теплопередающими властивостями.

6 Охорона навколишнього середовища

На сучасному етапі розвитку енергетичного виробництва зростає вплив його шкідливих викидів на навколишнє середовище. Тому проблема зниження шкідливих викидів, контроль і керування якістю атмосферного повітря в регіоні ТЕС - важливі й невідкладні завдання вітчизняної й закордонної енергетики. Для їхнього рішення необхідне прийняття ефективних науково-обгрунтованих заходів щодо обмеження й зниженню забруднення атмосферного повітря. Реалізація таких мір повинна починатися з визначення екологічно припустимого впливу шкідливих викидів на людину й вироблення норм обмежуючих його.

Основними компонентами, що викидають в атмосферу при спалюванні різних видів палива в енергоустановках, є: З, NO₂, SO₂, бенз(а)пірена.

Газоподібні викиди котлоагрегатів виробляються через димар висотою 250 м. Очищення димових газів від золи здійснюється трипільними електрофільтрами УГ-3 з ефективним очищенням 98,5%.

У процесі підготовки твердого палива утвориться летучий вугільний пил, що відсмоктується з повітрям і вловлюється в циклонах зі ступенем очищення 95,3%.

6.1 Розрахунок викидів шкідливих речовин в атмосферу

Вихідні дані:

Вид палива - Донецьке вугілля АШ

Витрата натурального палива

B= ,

де - 4141 ккал/кг = 17350,79 кДж/кг - нижча теплота згоряння на робочу масу палива

- ККД станції,

В= 43,58 кг/з В= 42,39 кг/з

Зольність палива на робочу масу: Ар=28,7 %;

Втрата теплоти від механічного недопалювання: q₄=0,58 %;

Температура газів, що йдуть: tух=¹⁵⁰ 0С;

Температура холодного повітря: t_хв=19 ⁰С.

6.1.1 Розрахунок масових викидів в атмосферу твердих речовин

6.1.2 Розрахунок викидів оксиду сірки

Основна кількість сірки (близько 99%) згоряє до SO₂, тому викид її в атмосферу визначають по цьому оксиді:

,

де =1,5% - зміст сірки на робочу масу палива;

=0,1; =0; - частка оксидів сірки, що вловлюють летучою золою відповідно в газоходах казана й сухому золоуловлювачі.

6.1.3 Розрахунок викидів оксиду азоту

Масова витрата оксидів азоту, що викидають в атмосферу з димовими газами, приблизно оцінюють по емпіричній формулі:

;

де k - коефіцієнт, що характеризує вихід оксидів азоту

; де й - паропродуктивність казана: фактична й номінальна, ;

; ;

- коефіцієнт, що враховує вплив на вихід оксидів азоту якості палива, що спалює;

, де - зміст азоту на горючу масу

- коефіцієнт рециркуляції димових газів;

- коефіцієнт, що характеризує ефективність впливу рециркуляції газів залежно від умов подачі їх у топлення;

- коефіцієнт, що характеризує зниження викиду оксиду азоту при подачі частини повітря крім основних пальників;

- коефіцієнт, що враховує конструкцію пальників;

- коефіцієнт, що враховує вид шлаковидалення;

6.1.4 Розрахунок масових викидів бенз(а)пірена

Масова витрата бенз(а)пірена з димовими газами казанів, що спалюють тверде паливо, при коефіцієнті надлишку повітря за ПП визначаємо по формулі:

;

де - ступінь уловлювання бенз(а)пірена в золоуловлювачах;

- об'ємна витрата газоаерозольної суміші, що викидає через газовідвідну трубу:

- теоретичний об'єм газів, що йдуть;

- теоретичний об'єм повітря;

- частка газів, що йдуть;

Робочий об'єм газів, що йдуть

- де n - число казанів на один димар

Тоді масовий викид бенз(а)пірена буде дорівнює

;

Приведемо порівняльну таблицю масових річних викидів в атмосферу.

Таблиця 6.1 Порівняльна таблиця масових річних викидів в атмосферу.

Висновок: У результаті проведеної в дипломному проекті розрахунку теплової схеми видно, що скорочується загальний і питомий розрахунок палива, що дозволяє як видно з таблиці зменшити кількість шкідливих викидів в атмосферу.

6.1.5 Розрахунок викидів парникових газів

Кс- коефіцієнт викиду вуглецю

Кс= г/ГДж

Ес=

Ес - облік неповноти згоряння вуглецю

Для З2

Ксо =3,67 Кс Ес=3,67*37200,03*0,9952=135868,79 г/ГДж