автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Исследование и разработка способов повышения эффективности и надежности конденсационных устройств теплофикационных турбин

На правахрукописи

МЕРКУЛОВ Валерий Александрович

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА СПОСОБОВ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ И НАДЕЖНОСТИ КОНДЕНСАЦИОННЫХ УСТРОЙСТВ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ТУРБИН

Специальность 05.14.14 Тепловые электрические станции, их энергетические системы и агрегаты

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Иваново 2004

Работа выполнена в ОАО «Дзержинская ТЭЦ» и на кафедре Теплоэнергетические установки Московского государственного открытого университета

Научный руководитель:

кандидат технических наук, профессор Е.М. Марченко

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Б.М. Ларин кандидат технических наук, доцент Г.Г. Кузнецов

Ведущая организация: ОАО «Инженерный центр» фирма «ОРГРЭС»

Защита состоится « 28 » июня 2004 года в 1400 часов на заседании диссертационного совета Д 212.064.01 при Ивановском государственном энергетическом университете по адресу: 153003, г. Иваново, ул. Рабфаковская, д.34, аудитория Б-237.

Отзывы (в двух экземплярах, заверенные печатью) просим высылать по адресу: 153003, г. Иваново, ул. Рабфаковская, д.34, ИГЭУ, Ученый совет. Факс:(0932)38-57-01.

С диссертацией можно ознакомится в библиотеке университета.

Автореферат разослан «_»_2004 года.

Ученый секретарь

диссертационного совета доктор технических наук,

Мошкарин

Общая характеристика работы

Актуальность работы. Концепция РАО «ЕЭС России» по развитию и техническому перевооружению оборудования тепловых электростанций на период до 2020 года предусматривает наряду со строительством новых генерирующих объектов с применением передовых парогазовых технологий совершенствование оборудования и режимов работы действующего оборудования ТЭС

Основным резервом тепловой экономичности (ТЭ) на ТЭЦ является повышение эффективности работы конденсационных устройств, с наиболее полным использованием теплоты отработавшего пара для получения электрической энергии при ограниченных объемах охлаждающей воды. Это особенно важно в условиях привлечения теплофикационных агрегатов к регулированию электрической нагрузки при работе с частично или полностью открытой регулирующей диафрагмой.

Поиск новых технических решений по повышению вакуума путем совершенствования способов очистки поверхностей теплообмена конденсаторов на основе изучения состава и структуры отложений, улучшения схем отсоса неконденсирующихся газов из парового пространства и воздуха из циркуляционной системы конденсаторов являются одними из важнейших задач персонала ТЭЦ, наладочных и проектных организаций. Отмеченные направления работ связаны с повышением эффективности работы эжекторов и системы регенеративного нагрева воды и как следствие, с повышением экономичности работы оборудования.

Все вышеизложенное подтверждает актуальность выбранной темы исследования в современных условиях состояния Российской теплоэнергетики.

Цель работы. Исследование и разработка технических решений по повышению тепловой эффективности и надежности конденсационных устройств теплофикационных турбин.

Для достижения указанной цели автором решались следующие задачи:

• анализ влияния различных факторов на экономичность и надежность работы конденсационных устройств теплофикационных агрегатов;

• разработка технических решений по повышению эффективности работы систем охлаждения конденсаторов на основе новых схем отвода воздуха и применения водоструйных эжекторов, их внедрение и натурная. оценка на действующем оборудовании;

• расчетно-экспериментальное исследование эффективности применения охладителей паровоздушной смеси для основных пароструйных эжекторов турбин, внедрение, наладка и оценка экономичности и надежности их работы;

• разработка технических решений по снижению потерь теплоты с рециркуляцией основного конденсата в конденсаторах турбин, их внедрение и натурная оценка на действующем оборудовании;

• исследование состава и структуры отложений в трубках конденсаторов и разработка способов их очистки.

I «С НАЦИОНАЛЬНАЯ

3 I ВИБЛПОТЕКА

Методы исследования. Для решения задач в диссертационной работе использовались методы численных расчетов и натурные испытания на действующем оборудовании.

Научная новизна работы:

• выявлен механизм снижения эффективности теплообмена в конденсаторах действующих теплофикационных турбин;

• разработана технология повышения экономичности и надежности работы пароструйных эжекторов, основанная на предварительном охлаждении паровоздушной смеси потоком входящей циркуляционной воды;

• получены новые данные о физико-химическом составе и величине отложений внутри труб конденсаторов, позволяющие разработать рекомендации по способам их предотвращения и очистки;

• дана количественная оценка кинетики кислотной, композитной промывки конденсатора турбины и разработаны методы оперативного химического контроля водного режима конденсаторов, обеспечивающие повышение надежности конденсационных устройств.

Достоверность и обоснованность полученных результатов обеспечивалась использованием нормируемого парка приборов и известных методов проведения натурных испытаний, совпадением расчетных и опытных характеристик кислотной промывки.

Практическая ценность работы:

• на основе выявленной неудовлетворительной работы пароструйных эжекторов цирксистемы, приводящей к завоздушиванию верхней части трубок конденсаторов, предложены мероприятия, повышающие надежность работы конденсационных устройств, включающие дополнительные места отсоса воздуха с выходных водяных камер и применение водоструйных эжекторов, исключающие гидроудары в трубопроводах при изменении режимов работы турбин путем сброса воды в сливной циркводовод;

• предложена схема предварительного включения охладителя паровоздушной смеси, отсасываемой основными пароструйными эжекторами, обеспечивающая требуемую производительность и надежность их работы, более глубокий вакуум и получение дополнительной мощности в режимах с большими пропусками пара в конденсатор;

• предложена модернизация схемы рециркуляции основного конденсата для улучшения работы основных эжекторов и снижения потерь теплоты в конденсаторе турбины;

• испытаны способы промывки части трубок конденсаторов турбин обратным потоком воды на «ходу» (в режимах работы турбины), а также кислотными композициями (при останове), обеспечивающие эффективное удаление отложений;

• предложены способы автоматизированного контроля качества турбинного конденсата и охлаждающей воды, основанные на измерении электропроводности и кислорода

Внедрение результатов работы. Результаты научных и технических разработок автора внедрены на ОАО «Дзержинская ТЭЦ» в 2001-2002 гг.

Личный вклад автора определяется постановкой цели и задач исследования, проведением численных расчетов по обоснованию выбора вариантов технической модернизации конденсационных устройств, непосредственным участием в их реализации на ОАО «Дзержинская ТЭЦ», проведением натурных испытаний и обработкой их результатов, формулировкой выводов и рекомендаций.

Автор защищает:

• результаты анализа причин снижения эффективности работы конденсационных устройств теплофикационных агрегатов;

• способы повышения экономичности и надежности работы конденсационных устройств путем замены пароструйных эжекторов цирксистемы на водоструйные, обоснование выбора мест отсоса воздуха;

• расчетный выбор охладителя паровоздушной смеси, устанавливаемого перед основными пароструйными эжекторами, результаты натурных испытаний и экономической оценки и надежности схемы с предвключенными охладителями;

• схемы рециркуляции охлаждающей воды основных эжекторов теплофикационных турбин и результаты оценки их тепловой эффективности;

• технологию отмывки части трубок конденсаторов теплофикационных турбин «на ходу» обратным потоком воды и методику оценки кинетических характеристик кислотных промывок;

• результаты исследований по обработке охлаждающей воды фосфоната-ми и методику автоматизированного химконтроля охлаждающей воды и конденсата

Апробация результатов работы.

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на «IX МНТК «Радиоэлектроника, электротехника, энергетика» (Москва, 2003), МНТК «XI Бенардосовских чтениях» (Иваново, 2003), IV Российской НТК «Энегосбережение в городском хозяйстве, энергетике и промышленности» (Ульяновск, 2003), заседаниях кафедры Промышленная теплоэнергетика Московского государственного открытого университета (Москва, 2002), кафедр ТЭС и Химии и химических технологий в энергетике Ивановского государственного энергетического университета (Иваново, 2004), а также на технических совещаниях ОАО «Нижновэнерго» и ОАО «Дзержинская ТЭЦ» (2000-2002 гг.).

Публикации. Основные положения диссертационной работы нашли отражение в 8 печатных работах, в том числе четырех статьях и четырех тезисах докладов научно-технических конференций.

Обьем работы. Диссертация включает введение, пять глав, заключение, список использованной литературы и приложения.

Основной материал изложен на 180 страницах машинописного текста, включает 36 рисунков, 31 таблиц и 24 страниц приложений. Библиографический список содержит 174 наименований.

Основное содержание работы

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и задачи исследований, отражены научная новизна и практическая ценность полученных результатов, приведена структура работы.

В первой главе дан обзор публикаций по исследованиям ВТИ, ОРГРЭС и других организаций, связанным с изучением работы конденсационных устройств теплофикационных паровых турбин.

Эффективность работы конденсатора определяется поверхностной плотностью теплового потока при заданном давлении в трубном пучке. Лучшими считаются те конденсационные установки, у которых эта величина имеет наибольшее значение при том же давлении конденсации. Работа конденсатора зависит не только от параметров, определяющих процесс теплопередачи в трубном пучке, но и от условий взаимодействия процессов в пучке и элементах конденсационного устройства (КУ), степени взаимного влияния их на конечное давление, аэродинамического совершенства выхлопных патрубков ПТУ, обеспечивающих отвод пара от последней ступени в конденсатор, а также от характера течения пара в трубных пучках.

В процессе эксплуатации в конденсатор попадает воздух и другие неконденсирующиеся газы с паром и через неплотности вакуумной системы турбины. Это существенно ухудшает коэффициент теплоотдачи от конденсирующегося пара к стенке конденсаторных трубок, уменьшая общий коэффициент теплопередачи в конденсаторе, вследствие экранирования поверхности конденсации воздухом. При значительном проникновении воздуха в вакуумную часть турбины наблюдается переохлаждение конденсата, в особенности когда пароструйный эжектор начинает работать в перегрузочном режиме.

Для повышения эффективности работы конденсационных устройств необходима интенсификация в них процесса теплообмена, а также обеспечение высокой степени чистоты поверхности теплообмена.

К разработкам по повышению эффективности теплообмена относятся:

• применение профильных витых трубок, вертикальных продольно -профилированных трубок, трубок двойного профиля (повышение среднего коэффициента теплопередачи (Кср) 40-80 %);

• организация капельного режима конденсации пара (повышение Кср 40-60 %);

• применение компоновок «ленточных» и «модульных» трубных пучков.

К некоторому повышению экономичности приводит ступенчатая конденсация пара, при которой конденсатор делится на секции, последовательно вклю-

ценные по охлаждающей воде, но не связанные между собою по паровой стороне.

Перспективным является дальнейшее совершенствование комбинированных поверхностно - смешивающих КУ.

К числу основных методов повышения тепловой эффективности работы КУ относится повышение воздушной плотности и совершенствование схем взаимосвязи регенерации с конденсационным устройством. Для этого необходимо реализовать ряд практических мероприятий и провести исследования непосредственно в промышленных условиях. Для получения высокоэффективных КУ, способных иметь оптимальные значения термодинамических, эксергети-ческих и технико-экономических показателей функционирования, необходимо использовать результаты научных исследований по системному анализу, математическому моделированию и оптимизации теплообменных процессов.

Интенсивность роста отложений на трубках конденсаторов зависит от ряда условий: типа конденсатора и охлаждающей системы, качества охлаждающей воды, методов ведения водно-химического режима. Поддержание нормативного Кср при этом достигается как снижением интенсивности накипеобразования рациональной организацией водно-химического режима, так и своевременным и эффективным удалением образовавшихся отложений. Известные и новые реагентные методы, применяемые для этих целей, требуют изучения в реальных условиях эксплуатации КУ.

Для снижения потерь теплоты с пароводяными потоками, поступающими в конденсатор, в зависимости от условий эксплуатации турбин на ТЭЦ должны быть уменьшены вентиляционные пропуски пара в ЧНД, выполнена модернизация системы концевых уплотнений цилиндров для перехода на режим самоуплотнения, охлаждение основных эжекторов, сальникового подогревателя и других элементов схемы до линии рециркуляции переведено на охлаждение ХОВ и др.

Наряду с выше изложенным, высокая надежность КУ обеспечивается высокой плотностью конденсатора со стороны охлаждающей воды и основного конденсата. От этого зависит качество турбинного конденсата и питательной воды, подаваемой на котлы. Поскольку все мероприятия по повышению водяной плотности выполняются при отключении КУ (или его части), то основным фактором оценки состояния плотности КУ остается надежная организация химконтроля качества турбинного конденсата.

Во второй главе изложены вопросы разработки технических решений по повышению экономичности и надежности работы КУ ТЭЦ на примере ОАО «Дзержинская ТЭЦ».

Для экономичной и надежной работы конденсатора все элементы схемы должны быть подобраны таким образом, чтобы их внешние характеристики стыковались между собой при различных режимах работы, а вспомогательные устройства работали эффективно и бесперебойно.

Одним из таких вспомогательных элементов является эжектор циркуляционной системы (ЭЦС), который предназначен для заполнения системы охлаждения конденсатора перед пуском и для удаления воздуха из верхних точек сливных циркуляционных водоводов (СЦВ) и других элементов схемы (маслоохладителей турбин и др.) в период эксплуатации. Неудовлетворительная работа ЭЦС или полное прекращение отсоса воздуха из проточной части циркуляционной системы приводит к завоздушиванию верхних трубок конденсатора, в результате чего конденсатор работает неполным трубным пучком. Наряду с экономическим ущербом, который возникает из-за неудовлетворительной работы ЭЦС, снижается надежность теплообменного оборудования, а, следовательно, безаварийная длительная эксплуатация всего турбоагрегата в целом.

На основе анализа работы ЭЦС и системы охлаждения конденсаторов турбин ОАО «Дзержинская ТЭЦ» установлено, что более эффективным для теплофикационных турбин является не пароструйный, а водоструйный эжектор. Установка водоструйных эжекторов (см. рис.1) с одновременным изменением точек отсоса воздуха из водяных камер позволила обеспечить постоянное удаление воздуха из проточной части системы охлаждения конденсаторов и обеспечила повышение степени заполнения верхних трубок.

Рис. ]. Принципиальная схема подключения - эжектора циркуляционной системы к конденсатору:

а) • существовавшая ранее схема;

б) - измененная схема: 1 - корпус конденсатора с трубной системой (вид сверху), 2, 3 -передняя и задняя водяные камеры; 4 - вертикальная разделительная перегородка (вид сверху); 5, 6 - пзро~ и водоструйный эжекторы; 7-напорный циркводо&од, !-сбросной циркводовод; 9- трубопровод отсоса воздуха; 10 - подвод пара к эжектору; И - подвод воды к эжектору; 12 - сброс отработавшей среды и зжектируемоги воздуха в ливневую канализацию; 13- сброс отработавшей среды и эжектируемо-го воздуха в сливной циркуляционный водовод

В результате этого давление отработавшего пара в конденсаторах перечисленных турбин снизилось. Преимущество этой схемы заключается также в снижении потерь пара, необходимого для работы пароструйного эжектора и химических реагентов, затрачиваемых на подготовку добавочной воды для восстановления потерь пара.

В работе дан алгоритм выбора водоструйных эжекторов для циркуляционной системы и выполнен расчет оценки повышения электрической мощности

от этих мероприятий для турбин ПТ-80/100-130/13, Т-100/120-130-3, ПТ-135/165-130/15. Расчеты показали, что для указанных турбин повышение мощности составит 1,65, 0,365 , 0,403 МВт, соответственно. Результаты расчетов были подтверждены испытаниями.

Завершение конденсации пара и охлаждение удаляемой из конденсатора ПВС осуществляется в воздухоохладителе конденсатора. Пучок труб воздухоохладителя размещают в первом ходе охлаждающей воды. Это позволяет снизить температуру ПВС (1см), удаляемой из конденсатора. При увеличении СМ повышается давления всасывания и соответственно давление отработавшего пара в конденсаторе.

Для повышения вакуума в конденсаторах турбин, перед воздухоудаляющим устройством на линиях отсоса ПВС из КУ целесообразным является установка предвключенных охладителей (ПО) ПВС. На (рис.2) показана принципиальная схема КУ КГ2-6200 турбоагрегата Т-100/120-130-3 с установкой ПО ПВС на линиях отсоса ПВС с наружных половин конденсатора.

Рис. 2, Принципиальная схема установки ПО ПВС на линиях отсоса из конденсатора:

1 - основные пучки конденсатора; 2 - встроенный Пучок; 3 - предвключенный охлаоттель ПВС; 4 - под-йод охлаждающей воды к основным и встроенному пучкам; 5 - отвод охлаждающей воды от основных и встроенного пучков; 6 -отсос ПВС от основных н встроенного пучков; 7 -подвод и отвод охлаждающей воды от ПО

Поверочные расчеты показали, что для летних режимов работы, когда температура охлаждающей воды на входе выше 15 °С эффективным является применение предвключенного охладителя паровоздушной смеси типа «труба в трубе». (Характеристика теплообменника: длина Ь = 2,41 м внутренняя труба размером 159,5x4,5 мм, наружная труба 219x6 мм - применительно для одного ПО). ПО позволяет снизить температуру паровоздушной смеси на 2 °С и уменьшить работу сжатия приблизительно на 5 кДж/кг. Установка ПО на турбине Т-100/120-130-3 ОАО «Дзержинская ТЭЦ» и последующие испытания подтвердили его эффективность. Годовая экономия электроэнергии, рассчитанная по форме № 3-тех (энерго), за 2002 год составила 53 тыс. кВт-ч.

В условиях эксплуатации КУ турбоагрегатов работа пароструйного эжектора протекает при переменных режимах: могут изменяться параметры пара перед рабочим соплом, количество и температура паровоздушной смеси, расход и температура охлаждающей воды. Повышение температуры основного конденсата, поступающего в промежуточный холодильник эжектора, приводит к снижению разности температур между конденсирующимся паром и основным конденсатом. Это является причиной увеличения расхода неконденсиро-ванного пара на входе во II ступень эжектора, в результате чего увеличивается давление всасывания II ступени. При этом давление в холодильнике повышается и наступает перегрузочный режим работы I ступени эжектора при меньшем, чем прежде, значении коэффициента эжекции.

I ступень переходит на допредельный режим работы, а давление всасывания ступени (рн(1ст)) начинает зависеть от г1К на входе в промежуточной холодильник эжектора. Так, при расходе инжектируемого воздуха 0,=СОП51 и при изменении ^ от 26 до 40 °С рабочий участок характеристики эжектора снижается на AGB=15 кг/ч (рис. 3)

Снижение тепловой экономичности паротурбинных установок связано со значительными потерями теплоты с пароводяными потоками, поступающими в конденсатор помимо проточной части низкого давления К таким потокам от-

носятся рециркуляция основного конденсата (Со**")» дренажи отборов и цилиндров турбины, отсос паровоздушной смеси и слив конденсата из подогревателей, уплотнений ЦНД и т.д. По данным заводов-изготовителей, расчётное значение расхода тепла с рециркуляцией основного конденсата (Рок"*11) для теплофикационных турбин мощностью 50*200 МВт/ч составляет 1,75*4,65 МВт (1,5-4 Гкал/ч).

В отопительный период (3600*4000 ч/год) турбоагрегаты ТЭЦ работают по тепловому графику с минимальным пропуском пара в конденсатор, необходимым для отвода тепла трения ротора ЧНД. Из условия надежной работы тур-боустановок, для охлаждения основных эжекторов, эжектора уплотнений и сальникового подогревателя, минимальный расход основного конденсата (для турбин ПТ-80/100-130/13, Т-100/120-130-3, ПТ-135/165-130/15) должен быть не менее 70 т/ч. Исходя из этого, рециркуляция основного конденсата в этот период эксплуатации должна быть включена.

Снизить потери теплоты с рециркуляцией основного конденсата (Др,реи) и повысить тепловую экономичность ПТУ можно, внедрив следующие мероприятия:

выполнить перевод слива конденсата греющего пара всех ПНД в конденсатор, тем самым уменьшить но это приведет к дополнительным потерям тепла в конденсационной установке (1,5-3,5 Гкал/ч). (Это мероприятие в работе не рассматривалось);

• подавать химобессоленную воду (ХОВ) в конденсатор турбоагрегата в количестве, необходимом для работы схемы регенерации низкого давления без рециркуляции основного конденсата;

• перевести охлаждение основных эжекторов, эжекторов уплотнений и сальникового подогревателя с основного конденсата на ХОВ.

В работе рассмотрено три варианта работы схемы конденсатного тракта низкого давления:

1 вариант - ранее применяемая схема конденсатного тракта низкого давления (Нагрев ХОВ происходит в атмосферном деаэраторе. Питание его осуществляется из линии греющего пара деаэраторов 0,6 МПа);

2 вариант - ХОВ подается в конденсатор турбоагрегата и нагревается в схеме конденсатного тракта низкого давления;

3 вариант - ХОВ подается на охлаждение основных эжекторов, эжекторов уплотнений и сальникового подогревателя, а основной конденсат после кон-денсатных насосов подается на группу ПНД.

При работе по 2 и 3 вариантам в сравнении с вариантом 1 в диапазоне наблюдается повышение электрической мощности турбоагрегата (рис.4). Это связано с тем, что пар из производственного отбора, подаваемый в линию греющего пара деаэраторов 6 ата (из линии греющего пара деаэраторов бата в деаэратор 1,2 на нагрев ХОВ), направлен во 2 варианте полностью, а в 3 варианте частично в ЦСНД турбины, а расход пара на группу ПНД во 2

варианте и группу ПНД и деаэратор 1,2 ата в 3 варианте меньше, чем суммарный расход пара в деаэратор 1,2 ата и ПНД в варианте I.

При дальнейшем увеличении электрической нагрузки турбоагрегата происходит снижение мощности во 2 и 3 вариантах, так как увеличивается расход пара на группу ПНД. При работе по вариантам 2 и 3 из-за отсутствия 00црец потерь теплоты с рециркуляцией нет. Указанные потери имеют место только при работе по 1 варианту.

Модернизация схемы рециркуляции основного конденсата на турбоагрегате ПТ-135/165-130/15 ОАО «Дзержинская ТЭЦ» (ст.№6), выполненная по варианту 3, позволила получить снижение тепловых потерь на 21000 ГДж (4826 Гкал) в год при длительности работы в указанных режимах 3800 часов.

В третьей главе представлены результаты промышленных исследований методов предотвращения образования отложений на теплопередающих трубках конденсаторов теплофикационных турбин.

На ОАО «Дзержинская ТЭЦ» проведено испытание модернизированной схемы промывки конденсатора (рис. 5) обратным потоком охлаждающей воды - наиболее распространенным методом предотвращения роста отложений для прямоточных систем охлаждения. Анализ сравнения показателей промывки по модернизированной и «старой» схеме, проведенной на конденсационном устройстве турбины ПТ-135/165-130/15 в конденсационном режиме, при паровых нагрузках конденсаторов 70, 55, 35 % от номинального значения, показал преимущества модернизации, состоящие в меньшем снижении мощности турбины на период промывки (рис. 6), в сокращении в 2,5 раза потребного числа промывок и сокращении времени одной промывки с 5-6 часов до 1,5 часов.

Рис. 5. "Старая* (а) и модернизированная (б) схемы промывки конденсатора; ] - конденсатор; 2 - подвод охлаждающей воды к основным лучкам; 3 - отвод охлаждающей коды от основных пучков; 4 - подвод отвод охлаждающей воды от встроенного пучка; $ - трубопроводы обратной промывки; 6 - отсос ПВС из конденсатора; 7 - отсос воздуха из циркснсгемы

235

Рима пара на турЬту, (т/час)

295 33$

445

£ 330

к • 300

X

*7Г 270

240

« 210

П

О « 160

£ 150

1

чч 1

|

1

_1

1

12400 10000 8000

Расход дшмюшеЛ воды, (мЗ/чде) ш

* - при промывке по «ста-рой» схеме (а); |

- при промывке по «новой» схеме (6).

л

Ъ £ 3

Рис. 6. Зависимость мощности турбины от расхода охлаждающей воды при р!" 0,064 кгс/см*

Для оборотных систем охлаждения конденсаторов турбин одним из перспективных методов предотвращения отложений на трубках КУ является фос-фонатная обработка охлаждающей воды. В рамках данной работы автором совместно с сотрудниками ИГЭУ проведены лабораторные исследования снижения накипеобразующего эффекта вводом фосфоната в охлаждающую воду, содержащую соединения железа и взвешенные вещества с проверкой на цир-кводе оборотной системы охлаждения ТЭЦ-ЭВС-2 ОАО «Северсталь» (рис. 7). Время защитного действия фосфонатов определяется как период, в течение которого отношение Жф/Жк близко к единице.

»,0

0,5

[ ^ 1

\ ч

\ N

\

\

V

1

1,0

2,0 3,0 4.0 т, ч

Рис 7 Зависимость от времени относительной жесткости циркуляционной (Ж») и ИСХОДНОЙ (Ждп) воды в условиях, моделирующих условия оборотной системы охлаждения КУ. 1 - молельный раствор без фосфонатов и железа, 2 -модельный раствор при дозировке фосфонатов (Скг»=1 мг/дм') и

соединений железа (Су,» 10 мг/дч3), 3 - вода оборотной системы охлаждения ТЭЦ ЭВС-2 ОАО «Северсталь» с дозировкой фосфоната I МГ/ДМ5 (Сге31 ИГ/ДМ1)

Проведенные исследования показали, что рост концентраций соединений железа в охлаждающей воде увеличивает риск накипеобразования на трубках конденсатора, однако в условиях работы системы охлаждения, в частности, ТЭЦ-ЭВС-2 при содержании железа 1-2 мг/дм3 такой эффект невелик и может не приниматься во внимание. Защитные дозы фосфонатов составили 0,5-2,0 мг/дм3 в зависимости от жесткости и рН воды (с ростом рН доза НТФ увеличивается) Обработка дозированием фосфонатов может быть рекомендована для предотвращения отложений на трубках в оборотных системах охлаждения теплофикационных турбин

В четвертой главе представлены результаты исследования кинетических и динамических характеристик кислотной промывки конденсатора КГ-2-6200-2 турбины Т-100/120-130-3. Снижение скорости низкотемпературного накипеоб-разования профилактическими приемами водно-химического режима не исключает периодических химпромывок конденсаторов турбин, которые в ряде случаев, являются практически единственным средством снятия отложений с трубок и приведения к нормативному значению коэффициента теплопередачи. Для типичного в таких случаях состава отложений (табл. 1), снятых с трубок конденсатора на Саранской ТЭЦ-2, наиболее приемлимым является промы-

вочный раствор, содержащий ингибированную соляную кислоту (концентрацией 4-5-5 %) с добавкой водного конденсата низкомолекулярных кислот (ВК НМК:0,35 кг на 1 кг накипи). Такая композиция обеспечивает высокую скорость растворения накипи при низких скоростях коррозии основного металла (латуни или медно-никилевого сплава) и значительно снижает эффект пенооб-разованя.

Таблица 1. Химический cot ra и отложений втрубках конденсаторов кд Саранской Т-Щ-2

Охлаждающая вода Содержание, %

Потеря при прокаливании СаО MgO CuO FeA SÍOj ZnO МО, Толщина отложений

речная р Инсар 32,3 55,4 j 5,2 2.4 3,1 - - - 2,5+3,0

Всего: 98,4

Исследование кинетики растворения накипи с образцов трубок, протекающего согласно реакции:

CaCOj + 2НС1 СаС1г+ COj+ Н20,

показало преимущественно диффузионный характер процесса. Расчетные значения константы скорости реакции растворения отложений с поверхности образца представляются уравнением первого порядка в виде:

k « q/C -10 си/с (2)

где q - масса растворенных отложений с единицы поверхности образца, г/см2; С - концентрация HCl, г/см3.

Убыль соляной кислоты в рабочем растворе (dm/dt) можно представить интегральной зависимостью:

w= dm/dt = PFC, кг/мин, (3)

где Р — коэффициент массопередачи, м/мин; F - площадь обрабатываемой поверхности, м ; С - концентрация НС1 в промывочном растворе, кг/м3.

Коэффициент массопередачи Р в уравнении (3) характеризует скорость перемещения кислоты из объема раствора к обрабатываемой поверхности и является важной характеристикой для оценки времени окончания промывки в динамических условиях. Дело в том, что рекомендуемые скорости подачи рабочего раствора кислоты сильно различаются у разных авторов: от 0,05 м/с до 1,5 м/с. В рамках данной работы была получена расчетная зависимость коэффициента массопередачи от скорости прокачки промывочного раствора кислоты с добавкой ВКНМК. Для конденсатора КГ-2-6200 с внутренним диаметром трубок d=22 мм с достаточной точностью можно представить такую зависимость в виде:

р = (0,3 + 6,25 W)-I0_i,M/MHH (4)

где W - скорость промывочного раствора, м/с.

Для общего случая кислотных промывок конденсаторов (при 1=30 °С; ё=20 мм, отсутствие пены) зависимость Р - W в диапазоне возможных скоростей промывочного раствора показана на рис. 8.

Тогда, при условии задания начальной массы кислоты по предполагаемой массе отложений, необходимое время промывки конденсатора (или его части) от карбонатных отложений можно оценить по уравнению:

30

Р

тп_ ----, мин

"Р Я Р

(5)

где V - объем промывочного раствора, м3; Б - внутренняя поверхность трубок,

Например, если объем промывочного раствора равен 40 м3, поверхность вымываемых отложений - 1200 м2, а скорость прокачки раствора 0,4 м/с, то предварительная оценка характеристики кислотной промывки трубок от карбонатных отложений дает:

Полученные выражения Р и т„р могут использоваться для оценки характеристик кислотных промывок различных конденсаторов турбин (а также другого теплообменного оборудования) на стадии предварительной проработки технологии процесса.

Практическая проверка расчетных зависимостей кинетики и динамики кислотной промывки выполнена на конденсаторе КГ-2-6200-2 паровой турбины Т-110/120-130-3 Саранской ТЭЦ-2 при проведении персоналом ТЭЦ очередной химпромывки. В табл. 2 даны результаты промывки четверти конденсатора.

Результаты обрабатывались в виде зависимости скорости срабатывания раствора кислоты (ш, кг/мин) от времени промывки и представлены на рис. 9.

2

м

Таблица 2. Результаты промывки кислотной композицией HCI+BKHMK И трубок конденсатора КГ-2-6200-2 турбины Т-100/110-130 на Саранской ТЭЦ-2

№ rito t, мин Концентрация раствора на Кол-во оставшейся кнелош в момент вре- Кол-во сработанной кислоты к моменту времени t, в пере* Скорость срабатывай раствора (НСГ> IV, кг/мин

с.% С, г/л (кг/м3) мени t, в пересчете на 100% продукт, кг счете на 100% продукт, кг

1 0 -7,00 -70,0 -2800 0 -218

2 5 4,27 42,7 1710 1090 -71

3 13 2,74 27,4 1100 1700 - 34

4 23 1,90 19,00 760 20*0 - 8

5 48 1.4 14,0 560 2240 -8

6 58 U 12,0 480 2320 -8

7 68 1,0 10,0 400 2400

Рис. 9. Зависимость скорости срабатывания НС1 от концентрации раствора (1) по табл. 2, и времени контакта с трубками конденсатора; 2 - фактическая, по табл. 2; 3 - расчетная, по уравнен»-ям (3)-(5) при постоянной концентрации

При этом принимались фактические величины (параметры процесса): V=40 м3; F= 1200 м2; Р=3-10"3 м/мин; начальная масса кислоты т<>;=2800 кг. Как видно из рис. 9 расчетная кривая адекватно отражает реальный процесс, при

фактической скорости промывки - 0,30-л0,45 м/с; и коэффициенте массопере-дачи рф^-З-10"3 м/мин.

Таким образом, скорость промывочного раствора при проведении кислотных промывок конденсаторов турбины от карбонатных отложений определяется выбором значения коэффициента массопередачи ф) и фактическим количеством отложений на трубах. В процессе исследований разработан ряд практических мер по совершенствованию кислотных промывок конденсаторов, в частности, было установлено, что при больших отложениях на трубках (бОТЛ>1 мм) скорость промывочного раствора в первые 5 минут после включения циркуляционного насоса не должна превышать 0,1 м/с по условиям предотвращения гидроударов в промывочной системе.

В пятой главе представлены результаты исследования и разработки методов оперативного химического контроля за присосами воды и воздуха в конденсаторах. В работе дан анализ качества турбинного конденсата по результатам обследования на ряде ТЭС, в т.ч. ОАО «Дзержинская ТЭЦ», Саранской ТЭЦ-2, ТЭЦ-17 ОАО «Мосэнерго» и др.

Показано значительное превышение нормативных значений в конденсате по содержанию кислорода и периодическое увеличение электропроводности, что свидетельствует о наличии присосов воздуха и охлаждающей воды.

Дана оценка методов контроля присосов охлаждающей воды, на основании чего рекомендовано использование измерения удельной электропроводности в качестве основного метода контроля качества турбинного конденсата (рис. 10).

Кроме этого в работе приведен анализ методов автоматизированного хим-контроля качества охлаждающих и технологических вод на основе измерения электропроводности и присосов воздуха по измерению кислорода.

Выводы

1. Выполнен и реализован на практике комплекс работ, содержащий совокупность научных, методических, технических положений по разработке мероприятий, повышающих тепловую эффективность и надежность работы конденсационных устройств теплофикационных турбин.

2. На основе анализа работы ТЭЦ и технической литературы выявлены основные причины низкой эффективности работы конденсационных устройств, к главным из которых следует отнести низкий вакуум в конденсаторе, потери теплоты потоков, сбрасываемых в конденсатор, загрязнение поверхностей теплообмена.

3. Для ОАО «Дзержинская ТЭЦ» разработан ряд технических решений, обеспечивших повышение вакуума в конденсаторах паровых турбин.

Для ликвидации скоплений растворенного воздуха, выделяющегося при нагреве циркуляционной воды и заполняющего верхние участки трубок конденсатора, предложены и внедрены в эксплуатацию:

а) дополнительные точки отсоса из верхней части выходных водяных камер конденсатора;

б) водоструйный эжектор, необходимой производительности, постоянно работающий во всех режимах эксплуатации турбины и снижающий энергетические потери, по сравнению с пароструйным эжектором, предусмотренным< проектом для цирксистемы.

4. Для повышения эффективности работы основных эжекторов предложен и реализован на практике ПО ПВС типа «труба в трубе», обеспечивающий снижение температуры паровоздушной смеси на 2 °С для снижения ри(1ст), и соответственно повышения вакуума в конденсаторе и приводящий к уменьшение работы сжатия в основных эжекторах примерно на 5 кДж/кг. Составлен алгоритм поверочного расчета предвключенного охладителя, на основе которого выполнена его конструктивная разработка. Испытания подтвердили эффективность использования предвключенного охладителя в режимах работы с большими пропусками пара в конденсатор.

5. Предложена схема модернизации рециркуляции основного конденсата, позволяющая минимизировать зависимость работы основных эжекторов от температуры основного конденсата, что в свою очередь приводит к углублению вакуума в конденсаторе ПТУ (в летний период работы турбоустановок), позволяет исключить потери тепла с рециркуляцией основного конденсата (при работе турбоагрегатов по тепловому графику нагрузок и в диапазоне

Рассчитан годовой эффект от внедрения схемы на турбине ПТ-135-130/15 Показано, что годовая экономия теплоты составляет 21000 ГДж (4826 Гкал).

6. Проведены промышленные исследования и внедрена на ОАО «Дзержинская ТЭЦ» новая схема водной промывки конденсатора, позволяющая сократить в 2,5 раза потребное число промывок, сократить общее время одной про-

мывки с 5--6 часов до 1,5 часов при небольшом снижении мощности турбины на период промывки.

7. Получены новые данные по обработке охлаждающей воды фосфонатами и рекомендованы дозировки НТФ при обработке воды оборотных систем охлаждения.

8. Проведены исследования и получены расчетные зависимости кинетики кислотной промывки трубок конденсаторов от карбонатных отложений, позволяющие производить выбор скорости пропуска промывочного раствора и оценивать требуемое время химпромывки.

9. Проведен анализ данных по качеству конденсата теплофикационных турбин ряда ТЭС и предложены схемы автоматизированного химконтроля присо-сов воздуха и охлаждающей воды.

Основное содержание работы отражено в следующих публикациях:

1. Меркулов ВА Удаление неконденсирующихся газов из конденсаторов турбин //Энергосбережение и водоподготовка. 2001. №1. С.54Л-57.

2. Меркулов В.А Влияние эжектора циркуляционной системы на экономичность и надежную работу конденсационных устройств паровых турбин //Энергосбережение и водоподготовка. 2001. №2. С 35-5-38.

3. Меркулов В.А Повышение эффективности эксплуатации конденсационных устройств паровых турбин //Энергосбережение и водоподготовка. 2002. №2. С. 43-46

4. Меркулов ВА, Марченко Е.М. Влияние работы конденсационных устройств на эффективность турбоустановок в зависимости от загрузки электростанции // Тез. докладов IX МНТК «Радиоэлектроника, электротехника, энергетика», Москва, 2003. Том 3. С. 148-5-149.

5. Меркулов В А, Марченко Е.М. Изменение системы охлаждения основных эжекторов турбины // Там же. С. 147.

6. Меркулов ВА, Виноградов В.Н., Бушуев Е.Н. Новые методы автоматического контроля качества турбинного конденсата //Тез. докладов XI Бенардосовские чтения. Иваново. 2003. Том 1. С. 198.

7. Меркулов В.А., Бушуев Е.Н. Энергосберегающие режимы эксплуатации конденсационных установок ТЭС //Материалы IV РНТК Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике, промышленности. Ульяновск. 2003. Том 2. С.47.

8. Чебанов С.Н., Меркулов В.А Совершенствование технологических характеристик кислотной промывки конденсационной установки //Вестник ИГЭУ, 2004, №2. С.28+30.

Формат 60x84 1/16 Тираж 80 экз.

Печать плоская Заказ 0428

Отпечатано в ОМТ МИБИФ 153003, Иваново, ул. Рабфаковская, 34, оф.101, тел. (0932) 38-37-36

#íj¿e3

Введение.

Глава первая. АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР ИССЛЕДОВАНИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ^ КОНДЕНСАЦИОННЫХ УСТРОЙСТВ ТЭС.

1.1. Роль конденсационных устройств в цикле ПТУ и их влияние на тепловую экономичность ТЭС. Взаимосвязь элементов КУ.

1.2. Анализ работ по совершенствованию конструкций конденсаторов, повышению эффективности теплообмена.

1.3. Повышение воздушной плотности конденсационных устройств и взаимодействия работы эжектора с конденсатором.

1.4. Обзор мероприятий по повышению надежности, совершенствованию схем взаимосвязи регенерации с конденсационными устройствами.

1.5. Методы математического моделирования и диагностики конденсационных устройств.

1.6. Способы борьбы с загрязнениями поверхностей теплообмена конденсаторов турбин.

1.6.1. Требования к качеству охлаждающей воды.

1.6.2. Методы предотвращения и удаления загрязнений поверхностей нагрева

1.7. Автоматический химконтроль качества конденсата турбин.

1.8. Выводы по первой главе (задачи исследований).

Глава вторая. РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭКОНОМИЧНОСТИ И НАДЕЖНОСТИ РАБОТЫ КОНДЕНСАЦИОННЫХ УСТРОЙСТВ ОАО «ДЗЕРЖИНСКАЯ ТЭЦ»

2.1. Технические характеристики оборудования конденсационных устройств паровых турбин.

2.2. Обоснование установки водоструйных эжекторов в циркуляционной системе. Оценка результатов внедрения.

2.3. Исследование эффективности установки предвключенного охладителя паровоздушной смеси на линии отсоса из конденсатора.

2.4. Модернизация схемы рециркуляции основного конденсата для улучшения работы основных эжекторов и снижения потерь теплоты в конденсаторе.

2.5. Выводы по второй главе.

Глава третья. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ НА ТРУБКАХ

КОНДЕНСАТОРОВ ПАРОВЫХ ТУРБИН.

3.1. Технология промывки конденсатора обратным потоком."

Ц* 3.2. Исследования и совершенствование технологии фосфонатной обработки охлаждающей воды.

3.3. Выводы по третьей главе.

Глава четвертая. ИССЛЕДОВАНИЕ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСКИК КИСЛОТНОЙ

ПРОМЫВКИ КОНДЕНСАЦИОННОЙ УСТАНОВКИ.

4.1. Методика проведения кислотной промывки.

4.2. Результаты исследования кинетики кислотной отмывки образцов трубок в статических условиях.

4.3. Расчетная оценка коэффициента массообмена и требуемого времени взаимодействия в динамических условиях отмывки конденсатора турбины

4.4. Анализ практических результатов кислотной промывки конденсатора КГ-2-6200-2 паровой турбины Т-110/120-12,8 Саранской ТЭЦ-2.

4.5. Выводы по четвертой главе.

Глава пятая. ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ОПЕРАТИВНОГО КОНТРОЛЯ ЗА ПРИСОСАМИ ВОДЫ И ВОЗДУХА

В КОНДЕНСАЦИОННЫХ УСТАНОВКАХ.

5.1. Разработка методики оперативного химконтроля качества природной и охлаждающей воды.

5.1.1. Автоматический химконтроль качества технологических вод.

5.1.2. Методика оперативного расчета минерализации и состава ионных примесей охлаждающей воды.

5.2. Анализ качества турбинных конденсатов

5.3. Сравнительная оценка методов контроля присосов охлаждающей воды в конденсаторах турбин.

5.3.1. Оценка известных методов АХК присосов в конденсаторах.

5.3.2. Результаты расчетного исследования возможности применения метода

ИГЭУ для контроля присосов в конденсаторах турбин.

5.4. Автоматизированный контроль присосов воздуха в конденсаторах.

5.5. Выводы по пятой главе.

Актуальность работы. Концепция РАО «ЕЭС России» по развитию и техническому перевооружению оборудования тепловых электростанций на период до 2020 года предусматривает наряду со строительством новых генерирующих объектов с применением передовых парогазовых технологий совершенствование оборудования и режимов работы действующего оборудования ТЭС.

Основным резервом тепловой экономичности (ТЭ) на ТЭЦ является повышение эффективности работы конденсационных устройств, с наиболее полным использованием теплоты отработавшего пара для получения электрической энергии при ограниченных объемах охлаждающей воды. Это особенно важно в условиях привлечения теплофикационных агрегатов к регулированию электрической нагрузки при работе с частично или полностью открытой регулирующей диафрагмой.

Поиск новых технических решений по повышению вакуума путем совершенствования способов очистки поверхностей теплообмена конденсаторов на основе изучения состава и структуры отложений, улучшения схем отсоса неконденсирующихся газов из парового пространства и воздуха из циркуляционной системы конденсаторов являются одними из важнейших задач персонала ТЭЦ, наладочных и проектных организаций. Отмеченные направления работ связаны с повышением эффективности работы эжекторов и системы регенеративного нагрева воды и как следствие, с повышением экономичности работы оборудования.

Все вышеизложенное подтверждает актуальность выбранной темы исследования в современных условиях состояния Российской теплоэнергетики.

Цель работы. Исследование и разработка технических решений по повышению тепловой эффективности и надежности конденсационных устройств теплофикационных турбин.

Для достижения указанной цели автором решались следующие задачи:

• анализ влияния различных факторов на экономичность и надежность работы конденсационных устройств теплофикационных агрегатов;

• разработка технических решений по повышению эффективности работы систем охлаждения конденсаторов на основе новых схем отвода воздуха и применения водоструйных эжекторов, их внедрение и натурная оценка на действующем оборудовании;

• расчетно-эксгтериментальное исследование эффективности применения охладителей паровоздушной смеси для основных пароструйных эжекторов турбин, внедрение, наладка и оценка экономичности и надежности их работы;

• разработка технических решений по снижению потерь теплоты с рециркуляцией основного конденсата в конденсаторах турбин, их внедрение и натурная оценка на действующем оборудовании;

• исследование состава и структуры отложений в трубках конденсаторов и разработка способов их очистки.

Методы исследования. Для решения задач в диссертационной работе использовались методы численных расчетов и натурные испытания на действующем оборудовании.

Научная новизна работы:

• выявлен механизм снижения эффективности теплообмена в конденсаторах действующих теплофикационных турбин;

• разработана технология повышения экономичности и надежности работы пароструйных эжекторов, основанная на предварительном охлаждении паровоздушной смеси потоком входящей циркуляционной воды;

• получены новые данные о физико-химическом составе и величине отложений внутри труб конденсаторов, позволяющие разработать рекомендации по способам их предотвращения и очистки;

• дана количественная оценка кинетики кислотной, композитной промывки конденсатора турбины и разработаны методы оперативного химического контроля водного режима конденсаторов, обеспечивающие повышение надежности конденсационных устройств.

Достоверность и обоснованность полученных результатов обеспечивалась использованием нормируемого парка приборов и известных методов проведения натурных испытаний, совпадением расчетных и опытных характеристик кислотной промывки.

Практическая ценность работы:

• на основе выявленной неудовлетворительной работы пароструйных эжекторов цирксистемы, приводящей к завоздушиванию верхней части трубок конденсаторов, предложены мероприятия, повышающие надежность работы конденсационных устройств, включающие дополнительные места отсоса воздуха с выходных водяных камер и применение водоструйных эжекторов, исключающие гидроудары в трубопроводах при изменении режимов работы турбин путем сброса воды в сливной циркводовод;

• предложена схема предварительного включения охладителя паровоздушной смеси, отсасываемой основными пароструйными эжекторами, обеспечивающая требуемую производительность и надежность их работы, более глубокий вакуум и получение дополнительной мощности в режимах с большими пропусками пара в конденсатор;

• предложена модернизация схемы рециркуляции основного конденсата для улучшения работы основных эжекторов и снижения потерь теплоты в конденсаторе турбины;

• испытаны способы промывки части трубок конденсаторов турбин обратным потоком воды на «ходу» (в режимах работы турбины), а также кислотными композициями (при останове), обеспечивающие эффективное удаление отложений;

• предложены способы автоматизированного контроля качества турбинного конденсата и охлаждающей воды, основанные на измерении электропроводности и кислорода.

Внедрение результатов работы. Результаты научных и технических разработок автора внедрены на ОАО «Дзержинская ТЭЦ» в 2001ч-2002 гг.

Личный вклад автора определяется постановкой цели и задач исследования, проведением численных расчетов по обоснованию выбора вариантов технической модернизации конденсационных устройств, непосредственным участием в их реализации на ОАО «Дзержинская ТЭЦ», проведением натурных испытаний и обработкой их результатов, формулировкой выводов и рекомендаций.

Автор защищает:

• результаты анализа причин снижения эффективности работы конденсационных устройств теплофикационных агрегатов;

• способы повышения экономичности и надежности работы конденсационных устройств путем замены пароструйных эжекторов цирксистемы на водоструйные, обоснование выбора мест отсоса воздуха;

• расчетный выбор охладителя паровоздушной смеси, устанавливаемого перед основными пароструйными эжекторами, результаты натурных испытаний и экономической оценки и надежности схемы с предвключенными охладителями;

• схемы рециркуляции охлаждающей воды основных эжекторов теплофикационных турбин и результаты оценки их тепловой эффективности;

• технологию отмывки части трубок конденсаторов теплофикационных турбин «на ходу» обратным потоком воды и методику оценки кинетических характеристик кислотных промывок;

• результаты исследований по обработке охлаждающей воды фосфонатами и методику автоматизированного химконтроля охлаждающей воды и конденсата

Апробация результатов работы.

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на «IX МНТК «Радиоэлектроника, электротехника, энергетика» (Москва, 2003), МНТК «XI Бенардосовских чтениях» (Иваново, 2003), IV Российской НТК «Эне-госбережение в городском хозяйстве, энергетике и промышленности» (Ульяновск, 2003), заседаниях кафедры Промышленная теплоэнергетика Московского государственного открытого университета (Москва, 2002), кафедр ТЭС и Химии и химических технологий в энергетике Ивановского государственного энергетического университета (Иваново, 2004), а также на технических совещаниях ОАО «Нижнов-энерго» и ОАО «Дзержинская ТЭЦ» (2000+2002 гг.).

Публикации. Основные положения диссертационной работы нашли отражение в 8 печатных работах, в том числе четырех статьях и четырех тезисах докладов научно-технических конференций.

5.5. Выводы по пятой главе

1. Проведен анализ известных методов оперативного и автоматического химконтроля качества конденсата турбин и охлаждающей воды.

2. Выполнено обследование качества конденсата ряда турбин ТЭЦ, в частности, Дзержинской ТЭЦ, Саранской ТЭЦ, ТЭЦ-ПВС-1 ОАО «Северсталь». Показано значительное превышение норм содержания кислорода вплоть до 500 мкг/дм3 и более, что говорит о присоеах воздуха в конденсатор, а также периодическое увеличение электропроводности Н-катионированной пробы.

3. Проведено расчетное исследование и предложен кондуктометрический метод контроля присосов охлаждающей воды в конденсатор - как наиболее надежный и достаточно чувствительный метод АХК.

4. Предложен и проверен на практике расчетный метод определения минерализации, концентраций натрия, сульфатов по измеренной электропроводности для охлаждающей воды конденсаторов турбин.

5. Показана возможность широкого применения кислородомера с термостойким датчиком и необходимость дополнения системы АХК кислородомером для контроля за основным конденсатом перед деаэратором питательной воды в целях оперативного обнаружения и устранения присосов воздуха.

Заключение

1. Выполнен и реализован на практике комплекс работ, содержащий совокупность научных, методических, технических положений по разработке мероприятий, повышающих тепловую эффективность и надежность работы конденсационных устройств теплофикационных турбин.

2. На основе анализа работы ТЭЦ и технической литературы выявлены основные причины низкой эффективности работы конденсационных устройств, к главным из которых следует отнести низкий вакуум в конденсаторе, потери теплоты потоков, сбрасываемых в конденсатор, загрязнение поверхностей теплообмена.

3. Для ОАО «Дзержинская ТЭЦ» разработан ряд технических решений, обеспечивших повышение вакуума в конденсаторах паровых турбин.

Для ликвидации скоплений растворенного воздуха, выделяющегося при нагреве циркуляционной воды и заполняющего верхние участки трубок конденсатора, предложены и внедрены в эксплуатацию: а) дополнительные точки отсоса из верхней части выходных водяных камер конденсатора; б) водоструйный эжектор, необходимой производительности, постоянно работающий во всех режимах эксплуатации турбины и снижающий энергетические потери по сравнению с пароструйным эжектором, предусмотренным проектом для цирксистемы.

4. Для повышения эффективности работы основных эжекторов предложен и реализован;на практике ПО ПВС типа «труба в трубе», обеспечивающий снижение температуры паровоздушной смеси на 2 °С для снижения рН(1ст), и соответственно повышения вакуума в конденсаторе и приводящий к уменьшение работы сжатия в основных эжекторах примерно на 5 кДж/кг. Составлен алгоритм поверочного расчета предвключенного охладителя, на основе которого выполнена его конструктивная разработка. Испытания подтвердили эффективность использования предвключенного охладителя в режимах работы с большими пропусками пара в конденсатор.

5. Предложена схема модернизации рециркуляции основного конденсата, позволяющая минимизировать зависимость работы основных эжекторов от температуры основного конденсата, что в свою очередь приводит к углублению вакуума в конденсаторе ПТУ (в летний период работы турбоустановок), позволяет исключить потери тепла с рециркуляцией основного конденсата (при работе турбоагрегатов по тепловому графику нагрузок и в диапазоне ДЫэрец).

Рассчитан годовой эффект от внедрения схемы на турбине ПТ-135-130/15 Показано, что годовая экономия теплоты составляет 21000 ГДж (4826 Гкал).

6. Проведены промышленные исследования и внедрена на ОАО «Дзержинская ТЭЦ» новая схема водной промывки конденсатора, позволяющая сократить в 2,5 раза потребное число промывок, сократить общее время одной промывки с 5+6 часов до 1,5 часов при небольшом снижении мощности турбины на период промывки.

7. Получены новые данные по обработке охлаждающей воды фосфонатами и рекомендованы дозировки НТФ при обработке воды оборотных систем охлаждения.

8. Проведены исследования и получены расчетные зависимости кинетики кислотной промывки трубок конденсаторов от карбонатных отложений, позволяющие производить выбор скорости пропуска промывочного раствора и оценивать требуемое время химпромывки.

9. Проведен анализ данных по качеству конденсата теплофикационных турбин ряда ТЭС и предложены схемы автоматизированного химконтроля присосов воздуха и охлаждающей воды.

1. Ольховский Г.Г. Технологии для тепловых электростанций//Теплоэнергетика. 1999. №8. С. 20 25.

2. Трояновский Б.М., Огурцов А.П. Отечественные паровые турбины. Состояние перспективы развития //Теплоэнергетика. 1998. №1. С. 2 9.

3. Трояновский Б.М., Огурцов А.П. Влияние эффективности проточной части паровой турбины на КПД турбоустановки//Тяжелое машиностроение. 1996. №9. С. 23 30.

4. Кириллин В.А., Сычев В.В., Шейпдлин А.Е. Техническая термодинамика. М.: Энергоатомиздат. 1983.

5. Руководящие указания по тепловому расчету поверхностных конденсаторов мощных турбин тепловых и атомных электростанций. РД.34.30.104-81. М.: СПО Союзтехэнерго, 1982.

6. Нормативные характеристики конденсационных установок паровых турбин типа Т-100-130-TM3, ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ. М.: СПО ОРГРЭС,.1998.

7. TX 34-70-024-86. Типовая энергетическая характеристика конденсатора К-6000-1 турбины ПТ-135/165-130/15 ПО ТМЗ// М.: СПО Союзтехэнерго. 1987.

8. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. РД 34.20.501-95 //М.: Служба передового опыта ОРГРЭС, 1996.

9. Бродов Ю.М., Савельев Р.З. Конденсационные установки паровых турбин//М.: Энергоатомиздат. 1994.

10. Шкловер Г.Г., Мильман О.О. Исследование и расчет конденсационных устройств паровых турбин//М.: Энергоатомиздат. 1985.

11. Gain otealth capacity through condenser vacuum. Power. 1999. 143. №2. C. 26. англ.

12. Berechnung von Kondensatoren. // BWK: Brenst. Warme - Kraft. 1999. 51. № 11. C.74.

13. Шемнелев А.Г., Сущих B.M. Расчёт и диагностика вакуумного конденсатора пара с учётом характеристики воздухоудаляющего устройства // Сборник научных трудов ВЯТ ГТУ. 1997. №2. С. 116-118.

14. Меркулов В.А. Влияние эжектора циркуляционной системы на экономичную и надёжную работу конденсационных устройств паровых турбин// Энергосбережение и водоподготовка. 2001. №2. С. 35-38.

15. Трушии В.Н., Александров И.П., Борец В.И. Влияние эффективности отсоса воздуха из сливных камер конденсаторов на экономичность работы турбин К-500-65/3000// Теплоэнергетика. 1985. №7.

16. Dumitru С. Influenta aerulul infiltrat in condensatoarele turbinelor cu abur asupra economicltatil functionaril. Situatil in care prezenta aerulul este mai defavorabiba. Energetica.1992. vol.27. №4.

17. Аэродинамическое совершенствование выхлопных патрубков турбомашин/ А.Е. Зарянкин, Б.П. Симонов, А.Н. Парамонов и др. // Теплоэнергетика. 1998; № 1. С. 16-19.

18. Трухний А.Д., Лосев С.М. Стационарные паровые турбины. Под ред. Б.М. Троянского //М.: Энергоиздат. 1981.

19. Вайнштейн ЛЛ. Расчетное исследование напряженно-деформированного состояния ЦИД и конденсатора паровой турбины //Тяжелое машиностроение. 1993. №8.

20. Эрозия трубок конденсатора мощной паровой турбины/ Л.Л. Симою, В.П. Лагун, Г.И. Ефимочкин и др. // Электрические станции. 1995. №3.

21. Вукалович М.П., Ривкин СЛ., Александров А.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара//М.: Издательство стандартов. 1969.

22. Капелович Б.Э. Эксплуатация паротурбинных установок//М.: Энергоатомиздат. 1985.

23. Исаченко В.П., Осипова В.А., Сукомел А.С. Теплопередача//М.: Энергия, 1975.

24. Денисов Э.П., Дорощенко А.В., Григорьев В.Ю. Влияние присосов воздуха на работу конденсационной установки //Теплоэнергетика. 1997. № 1. С. 55-60.

25. Darapfturbinen / Bergmann D., Luft H., Ulm W. // BWK: Brenst. Warme - Kraft. - 1996. -48,№4. C. 111-115.

26. Hunt down sources of condenser air in leahage // Power. 1997. 141. №3. C.16.

27. Денисов Э.П., Дорошенко A.B., Григорьев В.Ю. Влияние присосов воздуха на работу конденсационной установки//Теплоэнергетика. 1996. № 12.

28. Бродович К., Чаплицки А. Расчёты и исследования работы конденсаторов паровых турбин // Теплоэнергетика. 1989. № 2. С. 74-76.

29. Меркулов В.А. Удаление неконденсирующихся газов из конденсаторов турбин // Энергосбережение и водоподготовка. 2001. №1. С. 54-57.

30. Денисов Э.П., Григорьев В.Ю. Влияние конденсата на процесс конденсации пара в трубных пучках // Теплоэнергетика. 2000. № 9.

31. Берман Л.Д., Зернова Э.П. Зависимость коэффициента теплопередачи конденсаторов паровых турбин от режимных условий// Изв. вузов. Энергетика. № 9.1980.

32. Мильман О.О. Принципы создания высокоэффективного конденсатора пара // Тепломассообмен ММФ-92: 2. Минский международный форум. Т.10. 1992.

33. Бродов Ю.М. Повышение эффективности и надежности теплообменных аппаратов паротурбинных установок // Теплоэнергетика. 1998. № 1. С. 25-29.

34. Бродов Ю.М., Савельев Р.З. Анализ методик теплового расчета конденсаторов паровых турбин //Теплоэнергетика. 1981. №12. С. 59-61.

35. Левченко Е.В., Муравьев В.И., Черненко В.М. Опыт модернизации конденсационных устройств турбин НПО «Турбоатом» //Теплоэнергетика. 1996. № 1. С. 33-39.

36. Разработки НПО «Турбоатом» по повышению экономических показателей конденсационных устройств турбоустановок/ Г.Н. Асланян, В.И. Муравьев, В.М. Черненко и др. // Электрические станции. 1990. № 2. С. 30-34.

37. Повышение эффективности и надежности теплообменных аппаратов паротурбинных установок / Под ред. Ю.М. Бродова//Екатеринбург: УГТУ, 1996.

38. Пермяков В.А. Основные направления технического совершенствования. теплообменного оборудования паротурбинных установок // Тяжелое машиностроение. 1990. № 1.С. 9-15.

39. Мигай В.К. Повышение эффективности современных теплообменников//Л.: Энергия, 1980.

40. Bergles А.Е. Enhacement of Heat Transfer. // Conf. Toronto. 1978. Keynote pop. Vol.6. P. 89108.

41. Теилообменная труба конденсатора. A.c. 1071068 СССР/ Р.З. Савельев, А.Ю. Рябчиков и др. // Открытая. Изобретения. № 1. 1984.

42. Ефимочкии Г.И. Вспомогательное оборудование турбоустановок: достигнутые результаты и проблемы//Теплоэнергетика. 1999. №12. С. 2 7.

43. Osment B.D.J. Efol promoters for the dropwisi condensation of steam. Trans. Inst. Chem. Energe. 1962. Vol.40. P. 156-160.

44. Kullberg G.K., Kenall H.B. Hydrophobic Systems. Chem. and Progress. 1960. Vol. 56. №1. P. 82-84.

45. Применение дисульфидов для создания режима капельной конденсации в конденсаторах паровых турбин/ В.М. Жиц, Ф.З. Ратнер, JI.M. Грязнухина и др. // Теплоэнергетика. 1994. №4. С. 39-43.

46. Повышение эффективности и надёжности теплообменных аппаратов паротурбинных установок/ Ю.М. Бродов, К.Э. Аронсон и др.// Учебное пособие. 2 изд., перераб. и доп. Екатеринбург. Изд. УГТУ, 1996. 295 с.

47. Берман Л.Д. О влиянии наклона и вибрации трубок на теплопередачу в конденсаторах паровых турбин // Электрические станции. 1979. №10. С. 33-38. '

48. Рябцев В.И., Попов В.М. Комбинированные поверхностно-смешивающие конденсаторы для паровых турбин, // Изв. Вузов. Энергетика. №2. 1992.

49. Конденсатор паротурбинной установки: Пат. 2151887 Россия/ Л.П. Заекин, В.М. Миронов, В.В. Назаров, А.В. Александров// МПК7 F 01 D 25/28, F 01 К 11/00 / АООТ "Ленингр. Мет. з-д". -№ 97116690/06. Заявл. 07.10.1997; Опубл. 27.06.2000, Бюл. № 18.

50. Трофимов А.П. Экспериментальное исследование теплоотдачи при конденсации пара на струях воды // Теплоэнергетика. 2002. № 2. С. 64-70.

51. Воздушные конденсаторы для паротурбинных установок малой и средней мощности /

52. Мильман, В.Л. Федоров и др. // Теплоэнергетика. 1998. № 1. С. 35-39.

53. Цой А.Д. и др. Исследование процессов конденсации водяного пара в конденсационной трубе с воздушным охлаждением // Промышленная энергетика. 2000. № 8.

54. F. March, H. Rziha, F. Kelp Brennstoff- Warme Kraft. B22, № 7, 1970.

55. H. Rziha, F. March, F. Kelp Neue Techn., B12, №4, 1970, C.147.

56. Методические указания по эксплуатации конденсационных установок паровых турбин электростанций// М.: Союзтехэнерго. 1986.

57. Пипко А.И., Плисковский В.Я., Пенчко Е.А. Конструирование и расчёт вакуумных систем. 3-е изд. пер. и доп. М.: Энергия. 1979. 504 с.

58. Баран JI.C., Зорин B.C., Чирков Ю.А. Мероприятия по повышению воздушной плотности вакуумной системы турбоустановок К-800-240-3 // Теплоэнергетика. 1996. № 1. С. 27-32.

59. Информационное письмо JIM3 №510-137. Методика проверки плотности вакуумной системы турбоустановки паром // JL: ОНТИ. J1M3. 1983.

60. Соколов Е.Я., Зингер Н.М. Струйные аппараты// М.: Энергоиздат. 1989.

61. Keeping steam ejectors. / Croll (III), Samuel W. // Chem. Eng. (USA). 1998. 105. №4. C. 108110, 112.

62. Реконструкции эжекторной установки на турбинах мощностью 800 МВт Пермской ГРЭС/ Г.И. Ефимочкин, С.Г. Шипилев, Б.М. Крохалев и др. // Электрические станции. 1996. №10. С.15-20.

63. Новожилов Ю.Н. Экономическая схема подачи пара на эжекторы турбин // Промышленная энергетика. 1995. № 4.

64. Спиридонов Е.К. О рациональной длине смесительной камеры вакуумного водовоздушного эжектора//Теплоэнергетика. 1992. № 7.

65. Методические указания по расчёту и проектированию пароструйных эжекторов конденсационных установок турбин ТЭС и АЭС. МУ 34-70-125-85. / М.: ВТИ. 1987.

66. Методические указания по испытаниям, выбору производительности, наладке и эксплуатации водоструйных эжекторов конденсационных установок паровых турбин тепловых электростанций. РД 34.30.402-94. //М.: ВТИ. 1995.

67. Методические указания по испытаниям и эксплуатации пароструйных эжекторов конденсационных установок турбин ТЭС и АЭС. РД 34.30.302-87. //М.: ВТИ. 1990.

68. Модернизация системы отвода неконденсирующихся газов из пароводяныхтеплообменников/ Л.Т. Мутовин, В.М. Фрайфельд, А.Ю. Рябчиков и др. // Энергетик. 1995. №9. С. 10-11.

69. Меркулов В.А. Повышение эффективности эксплуатации конденсационных устройств паровых турбин // Энергосбережение и водоподготовка. 2002. №2. С. 35-38.

70. Лещинский A.M., Зубов П.А. Повышение эффективности работы конденсаторов и паротурбинных эжекторов теплофикационных турбин// Киев: Знание, 1986. 23 с.

71. Лещинский А.М. Повышение эффективности и маневренности конденсаторных и эжекторных установок ТЭС: 05.14.14. ТЭС и тепловые сети. Свердловск. Диссертация. 1988.

72. Информационное сообщение о способе управления отсосом паровоздушной смеси из конденсаторов для углубления вакуума. ТМТ-113676. 1979 г.

73. Баран Л.С. Рациональная эксплуатация системы воздухоудаления конденсационных установок водоструйными эжекторами // Электрические станции. 1996. № 5.

74. Богачев А.Ф. Предотвращение коррозии и повреждений оборудования пароводяного тракта // Теплоэнергетика. 2001. №7. С. 65-71.

75. Litavrin O.G., Denisov Е.Р. Improvement of condensing plants // Marine Power Plant System. Krylov Shipbuilding Research Institute: St. Petersburg. 1994.

76. Шемпелев А.Г. О минимально возможном среднем кислородосодержании конденсата на трубном пучке конденсатора паровой турбины. // Сб. научных тр. ВЯТ ГТУ. 1997. № 2. С. 118-120.

77. Литаврин О.Г. О повышении деаэрационной способности конденсаторов судовых паросиловых установок // Теплоэнергетика. 2000. №8. С. 52-57.

78. Литаврин О.Г., Денисов Э.П. Результаты комплексного исследования возможностей совершенствования конденсаторов паровых турбин // Судостроение. 1997. №2. С. 9-14.

79. Маргулова Т.Х. Недостатки современных методов борьбы с присосом в конденсаторах // Электрические станции. 1994. № 2.

80. Турбииа паровая Т-100/120-130/3. Технические условия. Заводской регистрационный номер 561-73.

81. Турбина паровая ПТ-135/165-130/15. Технические условия. ТУ-24-2-426-73. УДК 621.165. Группа Е 23. №114732 01.01.74 г. Заводской регистрационный номер 734-82.

82. Турбина паровая ПТ-80/100-130/13. Технические условия. ТУ-108-948-80. УДК 621.16586. Группа Е 23. №2114846 20.08.80г. Заводской регистрационный номер 22527-84.

83. Стерман Л. С., Покровский В.Н. Химические и термические .методы обработки воды на ТЭС. М.: Энергия. 1981.

84. Тушаков Н.С. Улучшение контроля качества конденсата в паротурбинных установках // Энергетик. 1980. № 9.

85. Применение труб из нержавеющих сталей в конденсаторах паровых турбин / Г.Н.

86. Асланяи, В.И. Муравьев, В.М. Черненко и др. // Энергетическое строительство. 1990. № 10.

87. Вибрационные характеристики трубных систем теплообменных аппаратов турбоустановок/ Н.А. Махутов, С.М. Каплунов, А.А. Гусаров и др. // Теплоэнергетика. 1984. № 10. С. 37-40.

88. Попов Л.Б. К вопросу о проектировании конденсаторов с позиции обеспечения вибронадежности. // Тр. МЭИ. 1994. № 67.

89. Работа турбины Т-100-130 ПО ТМЗ с нулевыми вентиляционными пропусками пара в конденсатор / В.В. Куличихин, С.А. Дагаев, С.В. Куличихина и др. // Электрические станции. 1992. № 10.

90. Бенсон Е.И., Баринберг Г.Д. Экономия топлива при исключении потерь тепла в конденсаторе теплофикационных установок // Теплоэнергетика. 1970. № 4. С. 21-24.

91. Влияние штатных вводов конденсата в конденсатор на тепловое состояние ЦНД турбины Т-100-130/ В.В. Кудрявый, В.В. Куличихин, Б.В. Ломакин и др. // Электрические станции. 1995. № 3. С.13-19.

92. Куличихин В.В. Пуск турбины Т-100-130 с охлаждением конденсатора обратной сетевой водой // Энергетик. 1993. № 7.

93. Гуторов В.Ф., Радин Ю.А. Некоторые пути совершенствования эксплуатации паротурбинных установок//Теплоэнергетика. 1998. № 8. С. 13-17.

94. Повышение эффективности эксплуатации современных теплофикационных турбин / Е.И. Эфрос, Л.Л. Симою и др. // Теплоэнергетика. 1999. № 8. С. 62-67.

95. Затуловский В.И., Капелович Б.Э. Рациональный способ перевода конденсатора турбины на четыре хода//Энергетик. 1978. №1. С.18.

96. Баринберг Г.Д. Эффективность теплофикационных турбин при увеличении расхода пара в ЦИД и пропуске через конденсатор захолаженной сетевой воды // Теплоэнергетика. 1995. № 1. С. 20-23.

97. Баринберг Г.Д. Определение критериев эффективной эксплуатации теплофикационных турбин на режимах с ограниченной тепловой нагрузкой // Теплоэнергетика. 1997. № 1. С. 48-50.

98. Мигай В.К. Моделирование теплообменного энергетического оборудования// Л.: Энергоатом издат, 1987.

99. Численное моделирование процессов тепло- и массообмена в элементах теплотехнического и энергетического оборудования/ В.И. Артёмов, Г.Г. Яньков, В.Е. Карпов и др. // Теплоэнергетика. 2000. № 7.

100. Кафаров В.В., Мешалкин В.П., Гурьева Л.В. Оптимизация теплообменных процессов и систем. Л.: Энергоатомиздат, 1987.

101. Чистяков В.А., Архипов Г.А. Автоматизированная система теплогидравлическихрасчетов и оптимальной компоновки трубных пучков конденсаторов паровых турбин // Тепломассообмен ММФ-92: 2. Минский международный форум. Т.9. 4.1. 1992.

102. Линецкий С.Б., Цирлин А.М. Оценка термодинамического совершенства и оптимизация теплообменников // Теплоэнергетика. 1988. № 10. С. 87-91.

103. Attdresen В., Gordon J.M. Optimal heating and cooling strategies for minimizing entropy production and related observations for heat exchanger design//Report № 91-06, ISSN 0106-7222, University of Copenhagen, Physics Laboratory.

104. Линецкий С.Б., Цирлин A.M. Предельные возможности теплообменников при различных моделях потоков теплоносителей // Теплоэнергетика. 2001. №5. С.64-68.

105. Балнев Д.В., Башуров Б.П. Диагностирование технического состояния теплообменных аппаратов на основе математического моделирования // Теплоэнергетика. 2001. №5. С.69-72.

106. Zorner W., Drosdiok A. Functional and Thermodynamic Control of Steam Turbine Condensers and their Peripheral Systems // ASME/IEEE Power Generation Conference. USA. 1988.

107. Zorner W., Andreae K.-H. Diagnosesystem zur Betriebsuberwachung von Dampfturbinenanlagen // VGB. Kraftwerkstechnik. 1991. H.6.

108. Бродов Ю.М., Аронсон К.Э., Ниренштейн M.А. Концепция системы диагностики конденсационной установки паровой турбины // Теплоэнергетика. 1997. № 7. С. 34-38.

109. Баран Л.С. Система комплексной диагностики конденсационных установок паровых турбин // Тр. ЦКТИ. 1992. № 273.

110. Трухний А.Д. Разработка экспертной системы для оценки качества работы низкопотеициальнон части ТЭС. Часть 1. База данных для подсистемы диагностики пароструйных эжекторов. Заключительный отчет. НИР. МЭИ. М.: 1993.

111. Баран Л.С. Разработка системы комплексной диагностики конденсационной установки турбины К-800-240-3 //Тр. ЦКТИ. 1994. № 279.

112. Методика выполнения измерений давления отработавшего пара в конденсаторах паровых турбин. РД 153-34.1-11.304-98. М.: СПО ОРГРЭС. 1999.

113. Методические указания по испытаниям конденсационных установок паровых турбин. МУ 34-70-010-82. М.: Союзтехэнерго. 1982.

114. Бергер Е. Измерение вакуума в конденсаторах турбин // Промышленная энергетика. 1998. №4. С. 14-15.

115. Гогонип И.И., Катаев А.И. Методические погрешности в экспериментальных исследованиях теплообмена при конденсации. // Теплоэнергетика. 2000. № 9. С.

116. Борьба с загрязнениями конденсаторов турбин и других трактов технического водоснбжения//Сб. статей М.: Энергия. 1977. с. 280.

117. Методические указания по предотвращению образования минеральных и органическихотложений в конденсаторах турбин и их очистке. М.: Союзтехэнерго. 1989.

118. Лашицкий А.П. Предупреждение коррозионных повреждений конденсаторов // Электрические станции. 1997. №1. С. 12-15.

119. Высоцкий С.П., Мартыншк А.А., Кашда С. Повышение надежности эксплуатации систем охлаждения конденсаторов турбин // Экотехнология и ресурсосбережение. 1995. № 2.

120. Никитин В.И. Коррозионные повреждения конденсаторов паровых турбин и определение остаточного ресурса их трубной системы // Теплоэнергетика. 2001. №11. С. 4145.

121. Методические указания по проведению экспресс-испытаний паровых турбин ТЭС. РД 153-34.1-30.311-96. М.: СПО ОРГРЭС. 2001.

122. Методические указания по тепловым испытаниям паровых турбин. МУ 30-70-093-84. М.: СПО Союзтехэнерго. 1986.

123. Хромченков В.Ф. Реконструкция технического водоснабжения турбин // Энергетик. 1993. №3.

124. Методические указания по наладке систем технического водоснабжения тепловых электростанций. РД 34.22.401-95. М.: СПО ОРГРЭС. 1998.

125. Миндрин В.И., Лапшин P.M., Прохоров Н.И. Гидродинамический способ очистки трубок конденсаторов турбины Т-100-130// Электрические станции. 1986. № 12. С. 18-21.

126. Очистка конденсаторов паровых турбин водовоздушным потоком/ О.Г. Зуев, Е.А. Прозоров, А.В. Безносов и др. //Электрические станции. 1986. №9. С. 21-25.

127. Опыт эксплуатации электрогидроимпульсных установок «Зевс»/ A.M. Балтаханов, Р.Х. Балтаханов, Е.Н. Иванов и др. // Энергосбережение и водоподготовка. 1999. №3. С. 56-58.

128. Балтаханов А.М., Иванов Е.Н. Электрогидроимпульсная технология очистки труб от накипи и отложений. // Электрические станции. 1997. № 7. С. 24-26.

129. Пневмогидравлическая установка «Крот-5» для очистки внутренних поверхностей труб теплообменников, конденсаторов, холодильников и котлов от карбонатных и илистых отложений//НПО «Сплавы». Белгород. 1999.

130. О совершенствовании турбинного оборудования. Приказ №307 от 23.08.1999. РАО ЕЭС России.

131. Юдина Е.А., Анисимова О.С., Рябчиков А.Ю. Исследование и опытно-промышленная проверка эффективности бисульфата аммония для химической промывки трубных систем теплообменных аппаратов турбоустановок // Теплоэнергетика. 1992. № 7. С. 28-30.

132. Разумова В.Т. Опыт очистки подогревателей с латунной трубной системой на Ижевской ТЭЦ-2 // Энергетик. 2001. №3. С.36.

133. Ефимочкин Г.И., Шипилев С.Г. Развитие систем шариковой очистки конденсаторов и опыт их эксплуатации // Электрические станции. 2001. №7. С. 46-50.

134. Опыт освоения и эксплуатации оборудования для предупреждения загрязнения конденсаторов паровых турбин/ Г.И. Ефимочкин, А.Н. Сергеев и др. // Энергетик. 1999. №6. С. 8-10.

135. Ефимочкин Г.И., Шипилев С.Г. О внедрении фильтров охлаждающей воды и шариковой очистки конденсаторных трубок // Энергетик. 1997. №1. С. 15-20.

136. Ефимочкин Г.И., Шипилев С.Г. Опыт внедрения систем очистки охлаждающей воды и шариковой очистки конденсаторных трубок на турбинах ТЭС и ТЭЦ // Теплоэнергетика. 2000. №2. С. 35-39.

137. Бритвин JT.H., Ефимочкии Г.И., Шипилев С.Г. Шариковые насосы в системе очистки конденсаторных трубок со стороны охлаждающей воды // Электрические станции. 2000. №9. С. 20-23.

138. Шипилев С.Г., Ефимочкин Г.И. Вращающийся фильтр для очистки охлаждающей воды конденсаторов турбин // Теплоэнергетика. 1994. № 5.

139. Опыт освоения и эксплуатации оборудования для предупреждения загрязнения конденсаторов паровых турбин/ С.Г. Шипилев, А.И. Сергеев, И.М. Свяцкий и др. // Энергетик. 1999. №6. С. 25-28.

140. Опыт внедрения фильтра и шариковой очистки конденсаторных трубок на турбине мощностью 800 МВт Пермской ГРЭС/ Г.И. Ефимочкин, С.Г. Шипилев, Б.М. Крохалев и др. // Электрические станции. 1995. №10.

141. Мень П.Г., Дорошенко В.А. К расчету формы водяных камер конденсаторов паровых турбин. // Изв. вузов. Энергетика. 1986. № 8. С. 104-106.

142. Аркелян Э.К., Дорохов Е.В., Ху Дэ Мин Методика оптимизации сроков и видов очисток конденсатора паровой турбины // Вестник МЭИ. 1997. № 3. С. 5-10,90.

143. Рудой В.М., Останин Н.И. Способ определения степени загрязнения поверхности труб теплообменника. А.с. 1041855. СССР. Открытия. Изобретения. № 34. 1983.

144. Соломов В.А., Трухний А.Д. Опыт эксплуатации конденсаторов мощных паровых турбин АЭС во Франции // Теплоэнергетика. 2001. №11. С. 70-72.

145. Лапотышкина Н.П., Шелатуркина И.А. Противонакипная обработка охлаждающей воды в прямоточных системах и системах с прудами-охладителями/В кн. «Борьба с загрязнениями конденсаторов турбин»//М.: Энергия. 1966. с.26-34.

146. Обработка воды на тепловых электростанциях/Под ред. Голубцова В.А.//М.: Энергия. 1966. с. 326-330.

147. Химические очистки теплоэнергетического оборудования. Под ред. проф. Маргуловой Т.Х.//Энергия, 1969.

148. Воронов В.М., Назаренко П.Н., Паули В.К. Некоторые принципы внедрения систем химико-технологического мониторинга на ТЭС // Теплоэнергетика, 1997, №6, с.2-7.

149. Живилова Л.М., Тарковский В.В. Система и средства автоматизации контроля водно-химического режима тепловых электростанций // Теплоэнергетика, 1998, №7, с.14-19.

150. Опыт разработки систем мониторинга водно-химических режимов ТЭС и АЭС / В.Н. Воронов, П.Н. Назаренко, И.С. Никитина, А.П. Титаренко // Теплоэнергетика, 1994, №1, с.46-50.

151. Паули В.К. К оценке надежности работы энергетического оборудования // Теплоэнергетика, 1996, №12, с.37-41.

152. Автоматизированная подсистема контроля и управления водно-химическим режимом второго контура АЭС с ВВЭР / В.А. Мамет, П.Н. Назаренко, Н.Г. Киселев и др. // Теплоэнергетика, 1996, №12, с.33-38.

153. Ларин Б.М., Еремина Н.А. Расчет минерализации и концентрации аммиака и углекислоты в водах типа конденсата//Теплоэнергетика. 2000. №7. с. 10-14.

154. Ларин Б.М., Бушуев Е.Н., Козюлина Е.В. Повышение информативности мониторинга водного режима конденсатно-питательного тракта энергоблока // Теплоэнергетика. 2003. №7. С. 2-6.

155. Лазаренко Ю.И. Химическая очистка трубок конденсаторов турбин от накипи/В кн. «Борьба с загрязнениями конденсаторов турбин»//М.: Энергия. 1966. с.42-58.

156. Руководящие указания по предотвращению образования минеральных и органических отложений в конденсаторов турбин и их очистки//М.: ОРГРЭС, 1975.

157. Дж. Перри Справочник инженера-химика.

158. Водоподготовка, водный режим и химический контроль на паросиловых установках//Вып. 6, М.: Энергия, 1978.

159. Борьба с загрязнениями конденсаторов турбин и других трактов технического водоснбжения//Сб. статей М.: Энергия. 1977. с. 280.

160. Справочник по свойствам, методам и очистке воды//К.: Наукова думка. 1988.

161. Старикович М.А., Мартынова О.И., Миронольский З.Л. Процессы генерации пара на электростанциях//М.: Энергия. 1970. с.8-50.

162. Клячко В.А., Апельцин И.Э. Очистка природных вод//М.: Стройиздат. 1971. 580 с.

163. Гаррелс P.M., Крайст И.Л. Растворы, минералы, равновесия//М.: Мир. 1968.

164. Долгов Г.И. Определение удельной электропроводности в практике водных исследований//Инф. матер. М.: ВОДГЕО. 1954.

165. Воробьев Н.И. Применение измерения электропроводности для характеристики химического состава природных вод//Изв. АН СССР. Л.: 1963.

166. Мостофин А.А. Расчет рН и удельной электропроводности растворов NH3 и СОг//Водоподготовка, водный режим и химконтроль на паросиловых установках//М.: Энергия. 1966. Вып. 2. с. 178-187.

167. Ларин Б.М. Возможность использования микро-ЭВМ в системе контроля качества исходной и известкованной воды на ХВО ТЭС//Теплоэнергетика. 1987. №3. с.46-50.

168. РД 34.35.101-88 «МУ по объему технологических измерений, сигнализации, автоматического регулирования на ТЭС», СПО. М. 1990.

169. Циркуляр «О внесении в объем технологических измерений, сигнализации, автоматического регулирования на ТЭС», М. 28-10 94.

170. РД 153-34.1-37.531-00 «Типовой эксплуатационный регламент вводно-химического режима барабанных котлов высокого давления», ОРГРЭС, М. 2000.

171. РД 153-34.1-37.532.4-2001 «Общие технические требования к системам химико-технологического мониторинга вводно-химических режимов тепловых электростанций (ОТТ СХТМ ВХР ТЭС)».