Витрата охолодженої води Gв може бути визначений або за допомогою витратоміра, або по характеристиці циркуляційного насоса, або по витраті електроенергії й на привод насоса (при заданому тиску нагнітання Рцн, тиску на всасі в насос Рцв і ККД насоса ηцн).
Однак на практиці витрата охолодженої води для потужних енергоблоків частіше визначають із теплового балансу конденсатора:
,кг/год (4.6)
де Dк- витрата пари в конденсатор, кг/год;
- відповідно, ентальпії пари й конденсату, кДж/кг;
Св – теплоємність води, кДж/(кг. 0С);
∆tв – нагрівання води в конденсаторі, 0С.
Чистота поверхні трубок конденсатора визначається також аналітично з використанням значень: коефіцієнта теплопередач пари, конденсату, температурного напору, температур і витрати охолодженої води або методами, пропонованими нижче.[13]
Найбільш простим методом визначення коефіцієнта теплопередачі К у конденсаторі є розрахунок його по формулі:
, Вт/0C∙ м2 (4.7)
де Fк – поверхня охолодження конденсатори, м2;
δt – температурний напір у конденсаторі, ос.
Експертна оцінка виробляється за результатами моніторингу, у тих випадках, коли джерело й причини відмови не очевидні. У цих випадках експлуатаційний персонал або ЕОМ звертаються до банку даних по відмовах, які уведені на згадку ЕОМ, або до експерта. Експертом повинен бути висококласний фахівець із числа працівників ТЕС.
У банк даних вносять енергетичні характеристики конденсаторів, насосів, ежекторів і т.д. Крім цього вносять характеристики відмов в елементах НПК (їхньої причини, джерела, періодичність відмов).
До висновку ставиться - рекомендації з оптимізації режиму НПК.
У завдання оптимізації НПК входить:
- вибір оптимального варіанта з можливих (по економічності, надійності й екологічності);
- приведення НПК в оптимальний стан.
Розробка алгоритму системи містила в собі:
- вибір методу контролю НПК;
- вибір оптимальної кількості параметрів, що характеризують роботу й стан НПК;
- нагромадження бази даних по відмовах у роботі НПК і енергоблоці;
- нагромадження бази даних по способах локалізації відмов.
Послідовність операцій, вироблених системою, зображена на мал.5.4.
Основними етапами роботи системи є:
1. Контроль поточних значень параметрів (Ркi, Хki і т.д.).
2. Порівняння параметрів (Рki=Рко) і видача сигналу.
2.1. При Рki=Рко продовжувати виконання заданого режиму експлуатації.
2.2. При Ркi=Рко й необхідності переходу на новий режим роботи зробити вибір оптимального режиму роботи з урахуванням зовнішніх умов Nэi, Qmi, tнвi і т.д.
2.3. При Рki¹Рко:
– повторно перевірити коректність виміру параметра прямим і непрямим виміром Pki=f(tki,t2вi і т.д.);
– перевірити DPki/Dt >0.
2.3. 1. У випадку DPki/Dt = 0 (відмова не розвивається).
Продовжити пошук джерела відмови.
2.3. 2. У випадку, якщо: джерело відмови не знайдений, але DPki/Dt = 0 необхідно вибрати оптимальний режим роботи НПК, енергоблоку, станції.
2.3. 3. Джерело відмови не знайдений, але DPki/Dt > 0 необхідно відключати енергоблок.
2.4. При Рki¹Рко й DPki/Dt > 0 - відключити енергоблок (або ввести резервний елемент НПК).
2.5. Після усунення, локалізації джерела відмови:
4.6.4 Алгоритм визначення ступеня забруднення трубок конденсатора
Як уже раніше згадувалося, забруднення з водяної сторони є найбільш частою причиною погіршення вакууму. При цьому погіршення вакууму відбувається як внаслідок збільшення термічного опору за рахунок забруднення трубок, так і за рахунок деякого скорочення витрати води через конденсатор, внаслідок підвищення гідравлічного опору конденсатора.
Найважливішим експлуатаційним завданням є запобігання забруднення конденсаторів парових турбін, а у випадку його виникнення - вишукування способів очищення конденсаторів, з мінімальними витратами праці й по можливості без обмеження навантаження. Інтенсивність забруднення конденсатора залежить в основному від якості охолодження води, типу водопостачання, пори року й умов експлуатації системи циркуляції водопостачання.
Тому в цей час необхідно приділяти особлива увага, товщині шаруючи відкладень .
У випадку неможливості експериментального визначення , що характерно для режимів роботи конденсаторів при навантаженні енергоблоку, товщину шаруючи можна визначити аналітично, за методикою розробленій авторами. [31]
Розглянемо приклад розрахунку товщини шаруючи відкладень.
Кількість пари вступника в конденсатор: ;
Витрата охолодної води: ;
Швидкість охолодної води: ;
Поверхня охолодження конденсатора : ;
Діаметр трубок: ;
Матеріал трубок: МНЖ 5-1;
Температура охолодної води на вході в конденсатор : ;
Температура охолодної води на виході з конденсатора: ;
Кількість теплоти віддачі конденсатора: ;
Визначення товщини шаруючи відкладень у трубках конденсатора
Для визначення товщини шаруючи відкладення авторами розроблений метод, що дозволяє визначити середнє значення товщини відкладення в теплообміннику або його одному з ходів
при , але з появою відкладень (на внутрішніх стінках трубок)
(4.9)
З рівняння 4.5 і 4.6
(4.10)
Для будь-якого стану трубок при > 0
З рівняння 4.10
- термічний опір шаруючи ;
одержуємо
(4.11)
(4.12)
(4.13)
(4.14)
(4.15)
де - коефіцієнт теплопровідності відкладення відомий з багаторічного досвіду експлуатації або на підставі хімічного аналізу.
- розрахунковий коефіцієнт теплопередачі.
Для конденсаторів парових турбін “ДО” можна визначити по [8]
= коефіцієнт теплопередачі визначається по формулі:
(4.16)
де - термічний опір шаруючи;
Визначаємо товщину шаруючи накипу по формулі (4.15)
Визначення товщини шаруючи відкладень через нормативний коефіцієнт теплового потоку
Визначаємо товщину шаруючи відкладень іншим способом:
,мм (4.17)
Використовувані формули для розрахунку. Визначаємо нормативний коефіцієнт теплового потоку: З теплового балансу конденсатора маємо:
(4.18)
, кДж;/c/0C (4.19)
де Qk=Dk·, кДж/с;
= hk – hk/, кДж/кг;
— температурний напір у конденсаторі недогрів води до температури насичення конденсату при Pk.[8]
, (4.20)
(4.21)
(4.22)
(4.23)
де
(4.24)
— нагрівання охолодженої води в конденсаторі .Визначаємо
(4.25)
(4.26)
k0Rз+1= (4.27)
(k0Rз+1) = (4.28)
(4.29)
Визначаємо - товщину шаруючи відкладень по (4.29) Як видно з розрахунків обидва способи рішення визначення дали однаковий результат. Визначення залежності коефіцієнта теплопередачі від термічного опору
Використовувані формули для розрахунку:
; (4.30)
; (4.31)
— товщина шаруючи відкладень змінюється в межах від 0,5·10-3м до 2,5·10-3м. Знаходимо розрахунковим шляхом зміни ki — коефіцієнта теплопередачі при повній зміні товщини шару відкладень отримуємо значення і заноситься в таблицю 4.1
Таблиця 4.1: Залежність
Товщина слоя накипу, м
Коефіцієнт теплопровідності
Термічний опір
Коефіцієнт теплопередачі
,
0,5·10-3
1
0,0005
1178,31
1,0·10-3
0,001
740,65
1,5·10-3
0,0015
541,08
2,0·10-3
0,002
425,6
2,5·10-3
0,0025
351,17
За допомогою ЕОМ аналогічно були знайдені значення по другому способі визначення й потім була, побудована графічна залежність, що показана на малюнку 4.5.
Визначення залежності тиску в конденсаторі від товщини шаруючи відкладень і температури охолодженої води
Використовувані для розрахунків формули:
, (4.32) — коефіцієнт теплопередачі для i-го режиму
, (4.33) - термічний опір для i-го режиму
, (4.34) — недогрів води до температури насичення на виході з конденсатора.
по літ [27]
Отримані дані заносимо в таблицю 4.2
Товщина слоя накипу,
Терм-яке сопрот-і ,
Вт/м2ДО
Коефіцієнт теплопередачі, ki,
Недогрів води до температури насичення,
Температ. конденса-
ції пари
Кінцевий тиск pk, МПа
17
47,7
0,0106
27
57,7
0,0175
37
67,7
0,0276
47
77,7
0,0419
За допомогою ЕОМ аналогічно були знайдені значення по другому способі визначення й потім була побудована графічна залежність, що показана на малюнку 4.6.
Малюнок 4.6 Залежність тиску в конденсаторі від товщини відкладень та температури води, що охолоджує
Визначення залежності термічного опору від товщини шаруючи відкладень у трубках конденсатора
Використовувані формули:
(1) ; — термічний опір шаруючи відкладення;
= 1, 2, 3 Вт/м2 0С — коефіцієнт теплопровідності. Після добутку розрахунків, будуємо графічну залежність на ЕОМ, що показана на малюнку
Малюнок 4.7 Залежність термічного опору від товщини шаруючи відкладень у трубках конденсатора при
Побудова номограми для визначення товщини слоєвих відкладення в трубках конденсатора.
Після зроблених розрахунків і побудованих графічних залежностей, наведених на малюнках 1, 2, 3 будуємо номограму для визначення товщини шаруючи відкладення в трубках конденсатора на ЕОМ, що наведена на малюнку 4.8.
мал.4.8 Номограма для визначення товщини шаруючи відкладення в трубках конденсатора залежно від термічного опору , кінцевого тиску , температури охолодженої води
Висновки про зроблені дослідження
У результаті проведення дослідження визначення товщини шаруючи накипу (відкладення) можна зробити наступний висновок. Обидва способи розрахунку дали однаковий результат, що підтверджується збігом ліній графічних залежностей на малюнках.
У висновку необхідно підкреслити, що діагностування енергоустаткування є одним з найбільш діючих способів підвищення економічності, надійності, довговічності, екологічності, соціально-економічної ефективності ТЕС і АЕС в умовах тривалої експлуатації.
Практична цінність проведеного дослідження
Даний спосіб дослідження визначення товщини шаруючи відкладення в трубках конденсатора був використаний і знайшов широке застосування на діючих блоках 300Мвт Змієвської та Зуєвської ТЕС і блоках 1000 МВт Запорізької АЕС, і показав свою практичну ефективність
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:
Кг = , (4.35)
де 0 – наробіток на відмову (середнє число годин безвідмовної роботи) год;
в – середній час відновлення працездатності, у результаті повного Nэ =0, або часткового відмов, N>0, ч.
Використаний у практиці аналізу надійності енергоустаткування коефіцієнт готовності Кг – 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 Кч [1]
Кч= , (4.36)
де:
Э – річна не довідпуска електроенергії, через часткові відмови, кВт год;
Эо - плановий річний виробіток електроенергії, кВт год;
Nэч – не довидача потужності внаслідок відмови, кВт;
- тривалість відмови, година;
Nэо – проектна потужність, кВт;
- проектне число годин роботи, година.
Приклад 1:
Для енергоблоків 300 МВт
Nэо = 300*103 , кВт,
= 5*103 година,
Nэч = 50*103 кВт,
= 1*103 година
Кч =0,033, Кг = 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)
∆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 КеЧ і перевитрата палива , для наступних параметрів: =0,400г/кВт год; =0,30 кг/кВт год, Nэч, Nэо, , - 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 Nj=const. За час =(Тч- 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.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13