Очистка теплообменника удаление накипи

Ремонт площадок, скоб и лестниц. Схема измерений на установке подогрева сетевой воды. Притирка клапанов и пробок кранов, перебивка сальников.

Очистка теплообменника удаление накипи расчет потерь в пластинчатом теплообменнике

Кожухотрубный конденсатор ONDA CT 146 Бузулук очистка теплообменника удаление накипи

Удаление газовых скоплений - задача, подлежащая разрешению уже на стадии проектирования системы отопления. Воздух в системы отопления может попадать различными путями: Даже в системе с деаэрированной водой может появляться водород с примесью других газов.

Количество свободного воздуха, остающегося в трубах и приборах при их заполнении, не поддается точному учету, но в случае правильно сконструированной системы устраняется в течение первых дней эксплуатации. Лучше всего, если до запуска в начале отопительного сезона система отопления заполнена холодной водой из водопроводной сети до заранее обусловленной отметки по высоте здания.

Заполнение системы водой осуществляется снизу вверх и возможно только при вытеснении в атмосферу воздуха, находящегося в трубопроводах и отопительных приборах, через соответствующие устройства: Количество растворенного воздуха газа , вводимого в систему при периодических добавках воды в процессе эксплуатации, определяется в зависимости от содержания воздуха в подпиточной воде.

Холодная водопроводная вода содержит свыше 30 г воздуха в 1 т воды, подпиточная деаэрированная из теплофикационной сети - менее 1 г. Повышение температуры воды приводит к значительному уменьшению содержания в ней растворенных газов, а в тех местах, где горячая вода находится под давлением, близким к атмосферному, в свободное состояние переходит наибольшее количество адсорбированного в ней газа.

Повышение давления, напротив, задерживает этот процесс. Согласно закону Генри количество адсорбируемого газа при заданной температуре находится в прямо пропорциональной зависимости от давления. Так, при окислении 1 см3 железа может выделяться до 1 л водорода. Учитывая все вышесказанное, основными причинами появления газовых воздушных скоплений в закрытых системах отопления можно назвать внесение воздуха с подпиточной водой и коррозию металлов.

Прежде всего, необходимо устанавливать воздухоотводчики на алюминиевые радиаторы в связи с тем, что алюминий, действуя на воду как катализатор, ускоряет процесс ее разложения на водород и кислород. В несколько меньшей степени это касается биметаллических радиаторов с алюминиевыми головками.

И еще одна рекомендация: Кстати, западноевропейские фирмы обычно так их и поставляют, несмотря на то, что у них условия эксплуатации отопительных систем гораздо лучше. И наконец, заканчивая рассмотрение вопроса о применении, отметим: При больших присосах воздуха возможен перегиб зависимости вверх рис. В общем случае увеличение недогрева воды обычно свидетельствует об уменьшении коэффициента теплопередачи в конденсаторе, вызванном, как правило, уменьшением температуры воды на входе, увеличением присосов воздуха в вакуумную часть турбины, а также загрязнением поверхности охлаждения или совместным действием этих факторов.

Давление в конденсаторе р к согласно зависимостям 2. Качественный характер этой зависимости приведен на рис. Давление в конденсаторе температура насыщения будет тем меньше, чем меньше каждое из слагаемых в формуле 2. С увеличением удельной паровой нагрузки и температуры воды на входе в конденсатор давление р к увеличивается.

При эксплуатации паротурбинной установки следует поддерживать давление в конденсаторе, при котором удельный расход теплоты на установку минимален. При заданных электрической и тепловой нагрузках турбоустановки которые определяют паровую нагрузку конденсатора и температуре охлаждающей воды, зависящей от метеорологических условий и состояния источника водоснабжения, давление в конденсаторе можно регулировать изменением подачи охлаждающей воды, воздействуя на скорость вращения циркуляционных насосов и разворот их лопастей.

Изменение расхода воды дросселированием неэкономично, так как практически не приводит к уменьшению затрат электроэнергии на привод циркуляционных насосов. При этом мощность турбины возрастает, но и повышаются затраты электроэнергии на привод циркуляционных насосов. Снижение давления в конденсаторе сопровождается снижением температуры конденсата, на подогрев которого потребуется дополнительное количество теплоты.

Увеличение затрат энергии на привод насосов может вызвать увеличение расхода пара на турбоустановку и связанный с ним дополнительный расход теплоты. Как показано в гл. При уменьшении давления в конденсаторе меньше предельного мощность турбоустановки при прочих неизменных условиях остается такой же, что и при предельном давлении.

Реализовывать режимы при давлении в конденсаторе меньше предельного нецелесообразно, поскольку расход энергии на привод насосов для создания глубокого разрежения не компенсируется увеличением мощности турбины; понижение температуры конденсата требует дополнительных затрат на его подогрев. При эксплуатации турбоустановок под оптимальным понимается режим максимальной разности между мощностью, развиваемой турбиной, и мощностью, потребляемой электродвигателями циркуляционных насосов.

Такой режим обеспечивает экономию не только электроэнергии, но и охлаждающей воды. При незначительных присосах воздуха в конденсатор количество включенных эжекторов не накладывает ограничений на значение оптимального давления в конденсаторе, определенное по его тепловому расчету. По мере увеличения присосов воздуха производительность воздухоудаляющей установки может накладывать ограничения на значения оптимального давления пара в конденсаторе.

Включение дополнительных эжекторов для повышения количества отсасываемого воздуха из конденсатора увеличивает расход рабочей среды; отключение может привести к повышению давления пара в конденсаторе. При выборе оптимального режима необходимо определять минимальное число включенных эжекторов, которое достаточно для поддержания оптимального давления в конденсаторе.

Оптимизация режима работы конденсационной установки должна предусматривать учет совокупности внешних и внутренних факторов, соответствующих реальному эксплуатационному режиму: Для выбора оптимальных режимов разрабатываются различные режимные карты и графики, которые, как правило, не в состоянии охватить многочисленные факторы, влияющие на выбор режима.

Задача значительно усложняется при подаче воды к конденсаторам по общим магистральным водоводам, особенно для ТЭЦ с разнотипными турбоагрегатами. В этом случае изменение расхода охлаждающей воды может достигаться также изменением числа насосов, работающих параллельно на общий магистральный водовод. Наиболее полно эта задача реализуется с использованием информационно-вычислительных систем в составе АСУ ТП энергоблока.

Необходимо отметить, что решение задачи оптимизации с помощью одного из методов прямого поиска наибольшего значения критерия, учитывающего непосредственное изменение расхода охлаждающей воды на конденсаторе, неприемлемо по ряду причин: На энергоблоке К для оптимизации работы конденсационной и воздухоудаляющей установок использован метод, свободный от указанных недостатков и основанный на использовании адаптирующихся к реальному состоянию оборудования статистических математических моделей конденсационной, циркуляционной и воздухоудаляющей установок энергоблока.

Информация о реальном состоянии оборудования вводится в вычислительное устройство, в котором реализованы статистические модели оборудования, и используется для адаптации этих моделей к фактическому состоянию оборудования. Далее с использованием моделей производится расчет режимов и значений критерия оптимизации для различных расходов охлаждающей воды и определяются оптимальные параметры с учетом наложенных ограничений.

Значение расхода воды изменяется только в вычислительной машине, на конденсаторе сохраняется исходный режим. В результате расчетов определяются оптимальные значения расхода охлаждающей воды и количество включенных эжекторов, которые в режиме совета рекомендуются для реализации на установке.

При этом указывается выигрыш мощности при переходе на оптимальный режим. При более высоких температурах экономически оправдано сохранение эксплуатационного режима работа на второй скорости вблизи верхней границы допустимой области работы циркуляционных насосов. Необходимо отметить, что на большинстве энергоблоков при низких температурах охлаждающей воды и малых электрических нагрузках оптимальный расход охлаждающей воды через конденсатор должен быть существенно снижен.

Этому расходу должна соответствовать пониженная скорость воды в трубках, что может способствовать их быстрому загрязнению. При оптимизации работы конденсационной установки нижний предел уменьшения расхода охлаждающей воды должен определяться с учетом качества воды на электростанции. От соблюдения правильного режима эксплуатации подогревателей во многом зависит продолжительность надежной и безаварийной работы аппаратов.

Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей устанавливают, что система регенерации ПТУ в эксплуатации должна обеспечивать:. В соответствии с ПТЭ в процессе работы аппаратов системы регенерации регистрируются следующие параметры: Недогрев воды до температуры насыщения температурный напор в подогревателях системы регенерации, температура питательной воды конденсата за подогревателем, переохлаждение конденсата греющего пара должны проверяться до и после капитального ремонта турбоустановки, после ремонта подогревателей и периодически по графику не реже 1 раза в месяц.

Надежность и безотказность работы подогревателей системы регенеративного подогрева воды, кроме обеспечения экономичности эксплуатации турбоустановки, имеют также большое значение и для надежности работы паровой турбины. Так, например, переполнение парового пространства подогревателя из-за повреждения трубной системы или неудовлетворительной работы регуляторов уровня дренажа греющего пара приведет в случае отказа или задержки действия защитных устройств к попаданию воды в проточную часть турбины через паропроводы отборов и к аварии с тяжелыми последствиями.

Защита аппаратов системы регенерации от повышения уровня конденсата производится по двум уровням с помощью регуляторов. По достижении первого, неаварийного уровня и срабатывании защиты по этому уровню импульс подается в систему дистанционного управления, воздействующую непосредственно на клапан регулятора уровня.

Подогреватель при этом не отключается, а с помощью задвижек увеличивается расход дренажа. При аварийном повышении уровня система отключает подогреватель. Для защиты турбины от попадания пара и конденсата в проточную часть на паропроводах отборов устанавливаются обратные клапаны, снабженные механизмом принудительного закрытия. Для каждой турбины установлена и регламентирована тепловой характеристикой агрегата номинальная для каждой нагрузки температура выходящей из подогревателя воды.

Конечная энтальпия питательной воды после последнего ПВД непосредственно влияет на расход теплоты турбоустановкой. Уменьшение нагрева питательной воды в отдельных подогревателях системы регенерации приводит как к ухудшению экономичности турбоустановки, так и к снижению надежности самих подогревателей вследствие перегрузки последующих подогревателей. Известно, что экономичность работы и совершенство конструкции подогревателей системы регенеративного подогрева питательной воды характеризуются величиной недогрева.

В смешивающих ПНД недогрев воды до температуры насыщения должен быть равен нулю. Причиной повышения недогрева может быть неудовлетворительная работа системы отсоса воздуха из парового пространства, сокращение поверхности теплообмена за счет как затопления части трубной системы при повышенном уровне конденсата в корпусе подогревателя, так и отглушения дефектных трубок , повышенное аэродинамическое сопротивление паропроводов от турбины к подогревателям, протечки в водяных камерах между ходами, байпасирование части расхода питательной воды помимо аппарата и др.

В редких случаях причиной повышения недогрева может быть загрязнение поверхности теплообмена аппарата. Для выявления необходимости проведения очистки по величине недогрева проверяется состояние подогревателя до ремонта, а недогрев, определенный после ремонта, характеризует качество проведенного ремонта. Периодический контроль за состоянием подогревателей позволяет своевременно принимать необходимые меры для восстановления их нормальной работы.

Запрещается эксплуатация подогревателей высокого давления ПВД при отсутствии или неисправности элементов защит и регуляторов уровня. При наличии группового аварийного обвода запрещается эксплуатация всей группы ПВД при отсутствии или неисправности элементов защит и регуляторов уровня хотя бы на одном из ПВД, а также при отключении по пару любого ПВД. Подогреватель высокого давления или группа ПВД должны быть немедленно отключены при неисправности защиты или клапанов регулятора уровня КРУ.

При неисправном состоянии каких-либо других кроме КРУ элементов системы автоматического регулирования уровня и невозможности быстрого устранения дефекта на работающем оборудовании подогреватель или группа ПВД должен быть выведен из работы в срок, определяемый техническим руководителем энергообъекта.

При нарушении герметичности трубной системы подогревателя время заполнения его корпуса водой зависит в основном от размера повреждения. Если в этот момент защита подогревателя от переполнения не будет включена или окажется неисправной, может произойти заполнение питательной водой всего корпуса, поступление ее по трубопроводу отбора пара к турбине или, в случае отключения трубопровода отбора, повышение давления в корпусе теплообменника до давления питательной воды и его повреждение.

Такого рода аварии могут сопровождаться большими разрушениями и опасны для обслуживающего персонала. К переполнению ПВД могут привести и отказы в работе системы регулирования уровня. В случае герметичной трубной системы полного заполнения аппарата конденсатом греющего пара может не произойти, так как по мере затопления поверхности нагрева будет уменьшаться количество конденсирующегося на ней пара из отбора турбины.

Система регулирования уровня должна быстро реагировать на его изменение, воздействуя на степень открытия регулирующего клапана на линии слива дренажа конденсата греющего пара. При небольших повреждениях в трубной системе и запасах по проходному сечению сливных клапанов повышения уровня может и не произойти. Но для исключения последствий разгерметизации ПВД, если персонал обнаружил изменение в количестве сливаемого конденсата по степени открытия клапана , ПВД следует отключить с целью проверки герметичности и проведения при необходимости ремонта аппарата.

В большинстве тепловых схем отечественных турбин включение ПВД выполняется групповым, то есть в схеме есть один аварийно-ремонтный байпасный трубопровод питательной воды с впускным и обратным клапанами на два, чаще три подогревателя; линии связи между аппаратами по питательной воде, конденсату греющего пара и неконденсирующимся газам не имеют запорной арматуры. В такой схеме при необходимости вывести один ПВД из работы должна быть отключена вся группа.

Закрытие задвижки на подводе пара к одному из ПВД запрещается потому, что поступление в такой теплообменник конденсата из соседних ПВД может привести к его переполнению и срабатыванию защит. Кроме того, на отключенном по пару аппарате могут оказаться неработоспособными первичные приборы датчики системы защит. Однако это последнее требование нельзя рассматривать, как абсолютное; в отдельных случаях, когда в силу каких-то причин, чаще всего режимного характера например, при глубоких разгрузках , есть необходимость в отключении по пару одного из ПВД и тепловая схема позволяет изолировать этот аппарат от других, входящих в группу; при условии проведения дополнительных мероприятий, за счет которых работоспособность системы не ухудшается, такое отключение допустимо.

Для надежной и эффективной эксплуатации подогревателей сетевой воды необходима оперативная и достоверная информация об их состоянии. Регулярный контроль за состоянием отдельных элементов оборудования, определение фактических показателей работы аппаратов и сопоставление их с нормативными, анализ причин ухудшения показателей работы и оперативное их устранение позволяют поддерживать экономичную и безотказную работу сетевых подогревателей.

В процессе эксплуатации установки подогрева сетевой воды обязательному контролю с регистрацией на самописцах подлежат следующие параметры:. Оперативный контроль по измерениям показывающими приборами предусмотрен для следующих параметров:. Схема измерений на установке подогрева сетевой воды. Определение фактических значений эксплуатационных показателей эффективности работы сетевых подогревателей производится на основании данных тепловых и гидравлических испытаний , которые должны проводиться персоналом электростанций в условиях эксплуатации периодически один раз в три-четыре года.

Анализ результатов испытаний сетевых подогревателей проводится путем сравнения полученных фактических тепловых и гидравлических характеристик с заводскими или расчетными данными. По результатам сравнения делаются выводы об эксплуатационном состоянии сетевых подогревателей, о необходимости вывода подогревателя в ремонт, проведения реконструкции подогревателя и т.

Объем анализируемых показателей регламентируется инструкциями. Для проведения испытаний сетевого подогревателя или группы подогревателей имеющаяся схема измерений см. При необходимости схема измерений дооборудуется измерительными приборами более высокого класса точности, чем имеют штатные приборы, изменяется схема обвязки сетевых подогревателей измерительными приборами, предусматривается дублирование основных измерений.

Организация измерений необходимых параметров работы сетевых подогревателей должна осуществляться в соответствии с инструкцией. Тепловые испытания сетевых подогревателей могут производиться только в период отопительного сезона. При этом как основные, так и пиковые подогреватели могут испытываться одновременно или в разные периоды в зависимости от температуры наружного воздуха, обеспеченности отопительной установки паром необходимых параметров, наличия наблюдателей для проведения испытаний и т.

При тепловых испытаниях сетевых подогревателей измеряются следующие параметры:. При каждом расходе проводится два-три опыта с разными давлениями греющего пара, в том числе и при номинальном давлении. При проведении испытаний колебания параметров не должны превышать следующих значений: Гидравлические испытания подогревателей могут проводиться в любое время года, а также могут быть совмещены с тепловыми испытаниями.

Для определения гидравлической характеристики подогревателя необходимо измерять расход сетевой воды через подогреватель, давление сетевой воды на входе и выходе подогревателя, либо перепад давлений между входным и выходным патрубками, а также температуру сетевой воды во входном и выходном патрубках и в месте установки измерительной диафрагмы расходомера.

В процессе обработки результатов испытаний производится осреднение измеренных в опытах значений параметров при условии постоянства режимных факторов. Для определения действительных значений измеряемых параметров к их средним значениям вводятся необходимые поправки на показания приборов, например, на отклонение фактической температуры от расчетной или на высоту установки манометра.

Важным критерием оценки состояния подогревателя сетевой воды является конечная температура сетевой воды в аппарате при различных условиях его работы. Изменение этой температуры ниже ее нормативного значения указывает на ухудшение эксплуатационного состояния. Такая характеристика достаточно проста и удобна для использования в условиях эксплуатации, поскольку основывается на результатах эксплуатационных измерений и не требует проведения каких-либо дополнительных вычислений.

Контрольная характеристика работы вертикального подогревателя сетевой воды ПСВ Для контроля за работой аппарата необходимо знать температуру воды на входе и выходе, расход воды и давление пара в аппарате. Отклонение температуры воды на выходе из аппарата от конкретной характеристики показывает состояние аппарата в данный период времени. Характеристика, приведенная на рис.

Контроль эффективности работы аппаратов рекомендуется проводить при расходах воды, указанных на контрольных характеристиках. Известно, что основным показателем тепловой эффективности аппарата является величина недогрева сетевой воды до температуры насыщения греющего пара.

Методические указания, разработанные ОРГРЭС, приводят характеристики, содержащие нормативные значения недогрева для большого количества серийных основных и пиковых сетевых подогревателей вертикального и горизонтального исполнения. Для нахождения величины нормативного недогрева необходимо знать температуру сетевой воды на входе t 1в и на выходе t 2в аппарата, а также расход сетевой воды.

Порядок пользования графиком следующий. На оси температур в левом квадранте находится значение входной температуры сетевой воды. Из найденной точки восставляется перпендикуляр до пересечения с кривой, соответствующей величине выходной температуры сетевой воды, а затем проводится горизонталь до пересечения с прямой соответствующего расхода сетевой воды в правом квадранте графика.

Перпендикуляр, опущенный из последней точки пересечения на ось абсцисс, покажет значение нормативного недогрева. В качестве универсальной характеристики горизонтальных подогревателей сетевой воды принята величина относительного недогрева , то есть отношения недогрева к нагреву сетевой воды. Эта характеристика строится по данным расчета в зависимости от расхода сетевой воды через аппарат при различных фиксированных значениях средней температуры воды.

Расчет характеристики производится на заводе-изготовителе аппарата и включается в комплект эксплуатационной документации. Расчет производится обычно для двух значений коэффициента чистоты поверхности теплообмена— 0,9 и 0, Регулирование тепловой нагрузки подогревателей сетевой воды может производиться изменением давления пара в аппарате путем регулирования давления в теплофикационном отборе для горизонтальных аппаратов или дросселирования пара до необходимых параметров.

Другим способом регулирования тепловой нагрузки является обвод части расхода сетевой воды помимо подогревателя с последующим смешением потоков для получения необходимой температуры. Аналогично ступенчатому подогреву питательной воды в системе регенерации ПТУ наиболее экономичен и ступенчатый подогрев сетевой воды. В отопительных установках теплофикационных турбин нагрев сетевой воды осуществляется в нескольких последовательных ступенях отборным паром, давление которого определяется температурой воды на выходе из каждой ступени.

Эффективность ступенчатого подогрева сетевой воды в основном определяется такими факторами, как число ступеней подогрева и распределение нагрузок между подогревателями, а также величиной общей тепловой нагрузки, расходом и температурой сетевой воды. Количество ступеней подогрева определяется величиной тепловой нагрузки и температурой обратной сетевой воды.

В отопительных установках теплофикационных турбин первой предвключенной ступенью подогрева является встроенный пучок конденсатора. Первая ступень подогрева включается в работу при низкой температуре обратной сетевой воды и большой величине полной теплофикационной нагрузки. При малых величинах теплофикационной нагрузки и высокой температуре обратной сетевой воды один из двух горизонтальных сетевых подогревателей обычно нижний способен выполнить всю теплофикационную нагрузку.

Регулирование величины теплофикационной нагрузки производится в камере верхнего теплофикационного отбора с помощью регулирующей диафрагмы, установленной за камерой нижнего отбора. При эксплуатации установок подогрева сетевой воды большую опасность для теплофикационной турбины представляет возникновение обратного потока пара в линиях регулируемых теплофикационных отборов.

Для предотвращения разгона турбины в таком случае на трубопроводах подвода пара к подогревателям устанавливаются обратные клапаны с принудительным закрытием. Для предотвращения развития аварийных ситуаций , которые могут повлечь за собой выход из строя оборудования теплофикационной установки и турбины, все установки подогрева сетевой воды оснащены следующей сигнализацией:.

Схемы установок подогрева сетевой воды с двумя теплофикационными отборами пара от турбины оборудованы дополнительными защитными устройствами. При этом открывается задвижка на обводе подогревателей сетевой воды, а задвижки на входе сетевой воды в каждый подогреватель и на выходе из них, а также на подводе пара к подогревателю ПСГ-2 закрываются.

Аналогичные операции, кроме включения резервного конденсатного насоса, выполняются также при повышении уровня в корпусе подогревателя ПСГ-1 соответственно до первого и второго установленного предела. При этом закрываются задвижки на входе сетевой воды в подогреватель ПСГ-2, на выходе из него и на подводе пара к нему, а также открывается задвижка на обводе сетевой воды мимо отключенного ПСГ Аналогичные операции, кроме включения резервного конденсатного насоса, выполняются также при повышении уровня в корпусе подогревателя ПСГ-2 соответственно до первого и второго установленного предела.

Сетевые насосы второй ступени подогрева сетевой воды имеют технологические защиты, которые автоматически отключают их при снижении давления сетевой воды как на стороне всасывания, так и на стороне нагнетания насосов, а также при снижении давления масла на смазку с выдержкой времени в 30 секунд. Регулирование теплофикационной нагрузки может производиться с помощью механизма управления регулятором давления в теплофикационном отборе или общестанционном коллекторе, либо с помощью арматуры на линии подвода пара к подогревателям от регенеративных отборов конденсационных турбин.

В схемах с безнасосным сливом конденсата греющего пара из подогревателей регулировать нагрев сетевой воды можно с помощью обвода сетевой воды помимо подогревателей. Регулировка нагрева сетевой воды путем затопления корпуса подогревателя конденсатом не допускается. Согласно ПТЭ работу деаэрационной установки характеризуют следующие основные эксплуатационные характеристики: Необходимо отметить, что конечное содержание кислорода в питательной воде в определенной мере зависит от кислородосодержания поступающего в деаэратор основного конденсата, которое, в свою очередь, будет зависеть от воздушной герметичности конденсатора и нормальной работы деаэрационных устройств конденсатора если они имеются.

На ТЭЦ, где добавка химически очищенной воды велика, применяется двухступенчатая схема деаэрации, при которой добавочная вода перед поступлением в основной деаэратор предварительно дегазируется в деаэраторах атмосферного типа. Если режим работы деаэратора, определяемый гидравлической нагрузкой и нагревом воды, характеризуется точкой, лежащей ниже кривой при соответствующем давлении, то деаэратор будет работать устойчиво.

Если рабочая точка находится выше кривой предельного режима, то деаэратор окажется перегруженным. При этом наблюдается неустойчивая работа деаэратора, характеризующаяся появлением гидравлических ударов в колонке, сильной вибрацией деаэратора и связанных с ним трубопроводов, колебаниями давления пара в деаэраторе, ухудшением деаэрации воды.

Деаэраторы блочных установок должны обеспечивать качественную деаэрацию растопочного расхода питательной воды во время пусков турбины при сниженном давлении в деаэраторе без предварительного подогрева. Каждая деаэрационная установка должна иметь инструкцию по ее обслуживанию, составленную с учетом местных условий. Инструкция должна содержать следующие разделы: Нормальная и безопасная работа деаэратора поддерживается системой автоматических регуляторов и предохранительных устройств.

К ним относятся регулятор уровня воды в баке-аккумуляторе; регулятор давления греющего пара; регулятор перелива; регулятор давления на трубопроводе сброса пара в конденсатор для блоков с прямоточными котлами ; предохранительные клапаны. Существующие предохранительные клапаны должны быть рассчитаны на пропуск максимального количества пара, поступающего в деаэратор, и отрегулированы на давление, не превышающее 1,15 рабочего.

Текущий контроль работы деаэратора осуществляется по показаниям водоуказательных стекол, манометра для измерения давления в колонке, термометра для измерения температуры деаэрированной воды и кислородомера непрерывного действия. В блочных установках контроль за работой деаэратора ведется по приборам, установленным на блочном щите управления.

В задачу обслуживающего персонала помимо наблюдения за приборами контроля и автоматики входят систематическая продувка водомерных стекол, расхаживание вентилей и задвижек, отбор проб деаэрированной воды для последующего химического анализа. Для обеспечения безопасной работы деаэрационной установки должна быть организована систематическая проверка предохранительных клапанов.

При длительной безостановочной работе деаэратора предохранительные клапаны должны опробоваться по специальному графику. Это не исключает опробования этих устройств при каждом пуске деаэрационной установки. При рассмотрении вопросов пуска деаэратора в работу следует остановиться на двух характерных ситуациях: После заполнения бака-аккумулятора до нужной отметки в атмосферных деаэраторах включаются регуляторы давления, уровня и перелива, а в деаэраторах повышенного давления оно сначала плавно повышается до рабочего, а затем в работу включаются все регуляторы.

После включения блока в параллельную работу и набора нагрузки, при которой в отборе, питающем паром деаэратор, установятся необходимые параметры, давление в деаэраторе плавно поднимается до рабочего, после чего включается основной регулятор давления и регулятор уровня. Резервный источник питания деаэратора паром отключается. При пуске деаэрационной установки с заполненным баком-аккумулятором воду в баке необходимо довести до температуры насыщения, то есть вывести на режим деаэрации.

Для этого необходимо собрать схему рециркуляции воды в деаэраторе и прокачивать в ней воду с одновременной подачей пара избыточного давления. При достижении водой температуры насыщения и необходимой степени деаэрации, определяемой по показаниям кислородомера, проводится заполнение котла водой в блочных установках или после подъема давления до рабочего - подключение деаэратора в параллельную работу в установках неблочного типа.

Масло используется в системе смазки и в системе регулирования турбин. В турбогенераторе с водородным охлаждением масло служит для смазки подшипников, а также используется для уплотнений водородной системы генератора. Маслоохладители системы смазки турбин предназначены для охлаждения масла, поступающего на смазку подшипников турбогенератора.

На каждом турбогенераторе установлено несколько маслоохладителей; при максимальной температуре охлаждающей воды часть маслоохладителей находится в работе и часть в резерве, что позволяет во время эксплуатации отключать любой из маслоохладителей для очистки или ремонта. ПТЭ регламентирует и порядок действий оперативного персонала при выводе маслоохладителя в резерв. В этом случае необходимо выполнить следующие операции:.

В результате длительной эксплуатации при низком качестве воды, подаваемой на вход теплообменных аппаратов, происходит загрязнение внутренней поверхности трубок. Отложения образуются как осадочными компонентами воды, так и продуктами коррозии. Состав их сложен и неоднороден: Чаще всего загрязняются конденсаторы и маслоохладители, охлаждаемые циркуляционной водой, а также подогреватели сетевой воды.

В подогревателях сетевой воды чаще наблюдаются накипные отложения солей кальция и магния, а в конденсаторах и маслоохладителях— отложения трех типов: Подогреватели системы регенерации, работающие на основном конденсате и питательной воде, с внутренней стороны, как правило, не загрязняются.

Теплообменная трубка с загрязнением на внутренней поверхности. При загрязнении конденсаторов с водяной стороны ухудшение вакуума происходит как из-за увеличения термического сопротивления вследствие загрязнения, так и за счет сокращения расхода воды через конденсатор из-за повышения его гидравлического сопротивления. Загрязнение конденсаторов приводит к значительным перерасходам топлива, а в ряде случаев— к ограничению мощности турбины.

Кроме того, образующиеся в конденсаторах отложения интенсифицируют коррозионные процессы в металле трубок, а содержащиеся в воде абразивные твердые взвеси песок, зола вызывают эрозионно-коррозионный износ трубок. Загрязнение поверхности теплообмена подогревателей сетевой воды приводит к возрастанию фактического относительного недогрева по сравнению с его нормативным значением, и, следовательно, либо к необходимости повышения давления пара в камерах отборов турбины и расхода пара на подогреватели для сохранения величины нагрева сетевой воды, либо к снижению температуры прямой сетевой воды, если возможности повышения давления в отборе пара исчерпаны.

При необходимости поддержания установкой заданной тепловой нагрузки загрязнение поверхности теплообмена подогревателей вызывает снижение внутренней электрической мощности турбины и соответствующий этому снижению перерасход топлива. Под механическими загрязнениями понимается засорение трубок и трубных досок щепой, травой, листьями, землей, песком, водорослями, ракушками, рыбой и т.

Эти загрязнения носят явно выраженный сезонный характер и особенно усиливаются весной и осенью. Механические загрязнения особенно опасны тем, что, в отличие от остальных видов загрязнений, нарастающих постепенно, могут весьма быстро перекрыть проходное сечение трубной доски и почти полностью прекратить доступ охлаждающей воды в трубки конденсатора, вызвав тем самым аварийный останов турбины.

Это может произойти, в частности, в результате прорыва очистных сеток в период паводка или из-за неудовлетворительного состояния водоприемных сооружений. На станциях, где конденсаторы охлаждаются морской водой, аварии такого типа наблюдаются в период штормов на море. Под накипными загрязнениями конденсаторов понимаются отложения на внутренней поверхности конденсаторных трубок слоя накипи, создающей большое термическое сопротивление теплопередаче.

Выпадение слоя накипи происходит, как правило, при охлаждении конденсаторов минерализованной водой, содержащей соли временной жесткости. Часть этих солей, находящихся в воде в растворенном состоянии, в определенных условиях распадается с образованием слоя накипи на стенках трубок и водяных камер конденсаторов.

Такие условия обычно создаются в оборотных системах водоснабжения, где из-за испарения и уноса воды, а также подпитки системы водой, содержащей соли, солесодержание циркуляционной воды растет и при достижении предельного значения карбонатной жесткости начинается распад бикарбонатов с отложением солей. Растворимость в воде бикарбонатов зависит от температуры воды и наличия в ней определенного количества свободного углекислого газа рис.

При повышении температуры или уменьшении содержания в воде СО 2 происходит распад бикарбонатов с выпадением солей кальция и магния в виде осадка:. В схемах замкнутого водоснабжения создаются особо благоприятные условия для выпадения накипи, поскольку этому способствует температурный режим таких систем. Повышение температуры воды не только уменьшает возможную концентрацию солей временной жесткости, но и снижает растворимость в воде углекислого газа рис.

Зависимость между карбонатной жесткостью воды и содержанием в ней свободной двуокиси углерода. Растворимость углекислого газа в воде в зависимости от температуры. При этих условиях происходит распад лишь той части бикарбонатов, которая превышает предельную концентрацию этих соединений, определяемую совокупностью всех факторов, влияющих на ее значение.

Распад бикарбонатов уменьшает концентрацию солей временной жесткости и насыщает раствор углекислотой, что приводит к образованию нового равновесного состояния. Это равновесное состояние при увеличении температуры воды, повышении солесодержания или потере свободного углекислого газа может вновь нарушиться, что приведет к выпадению дополнительного количества карбонатов в виде твердого осадка.

Накипные отложения очень прочно соединяются с металлом трубок теплообменных аппаратов и могут значительно ухудшить теплопередающую способность трубок. Биологические загрязнения представляют собой отложения на внутренней поверхности трубок конденсаторов и маслоохладителей живых простейших микроорганизмов и водорослей, называемых биологическими обрастаниями.

Биологические обрастания вызывают значительное дополнительное сопротивление теплопередаче. При наличии благоприятных температурных условий бактерии и водоросли могут размножаться, вызывая увеличение толщины обрастания. Обычно загрязнения органического происхождения состоят из нескольких видов растений и микроорганизмов с преобладанием одного какого-либо вида.

Наиболее распространенным и существенным компонентом биологических загрязнений являются различные бактерии. При наличии в охлаждающей воде железа наблюдается развитие железобактерий, которые способны очень быстро размножаться. Присутствие в воде сульфатов способствует появлению серобактерий и сульфатовосстанавливающих бактерий, которые к тому же могут способствовать интенсивной коррозии трубок.

Заселение трубок конденсаторов и маслоохладителей микроорганизмами происходит постепенно и начинается с осаждения на трубках каких-либо механических частиц или водорослей. Обычно органические отложения в конденсаторах имеют вид илистой, слизистой или желатиноподобной пленки серо-зеленого или бурого оттенка и нередко обладают неприятным запахом.

Интенсивность обрастания трубок зависит, разумеется, от степени загрязненности воды органическими веществами, а также и от того, насколько благоприятны в конденсаторе условия для жизнедеятельности микроорганизмов и водорослей. Исследованиями установлено, что на чистой металлической поверхности латунных трубок микроорганизмы не поселяются, что может быть объяснено токсическим действием меди на микроорганизмы.

Существенное влияние на интенсивность обрастания конденсаторных трубок оказывают температурные условия. Опыт эксплуатации показывает, что иногда зимой обрастание происходит более интенсивно, чем летом. При этой температуре большинство микроорганизмов погибает. Интенсивность обрастания трубок по ходам воды в конденсаторе также неодинакова и изменяется в зависимости от времени года.

Зимой наиболее интенсивное обрастание трубок можно наблюдать в последних ходах, тогда как в жаркое время обрастание последних ходов может быть менее интенсивно, чем первого хода. Наличие слизистых отложений внутри трубок способствует прилипанию к поверхности песчинок, частиц ила и других механических примесей, которые при наличии чистых трубок были бы смыты потоком воды, проходящей через конденсатор.

Все эти обстоятельства требуют разработки эффективных мероприятий по предотвращению и устранению биологических загрязнений конденсаторов и маслоохладителей. Загрязнение теплообменных аппаратов, как правило, происходит внутри теплообменных трубок. Однако в отдельных случаях наблюдается загрязнение и межтрубного пространства аппаратов.

Загрязнение конденсаторов с паровой стороны может существенно снизить вакуум. Так как образование отложений на паровой стороне трубок принято считать маловероятным, то осмотр трубок зачастую не производится даже во время капитальных ремонтов. Поэтому годами это явление остается необнаруженным, хотя постепенное ухудшение вакуума, несмотря на принимаемые меры по борьбе с присосами воздуха и загрязнением трубок с внутренней стороны, указывает на возможность загрязнения охлаждающей поверхности с паровой стороны.

Однако в связи с переходом ТЭС на другие водно-химические режимы нейтрально-кислородный, гидразино-аммиачный вероятность загрязнения трубок конденсатора с паровой стороны снижается. Для предотвращения отложений на внутренней поверхности трубок теплообменных аппаратов применяются способы, основанные на различных физико-химических принципах и эффективные для борьбы с конкретными отложениями различной природы.

Для предотвращения минеральных отложений на поверхностях теплообмена часто используются такие способы, как:. Безреагентные способы обработки поверхностей теплообмена, являясь перспективными с точки зрения своей экологической чистоты и низкой стоимости, пока еще недостаточно разработаны. Как показывает опыт эксплуатации, их применение эффективно в основном для малопроизводительных небольших теплообменников.

Если предотвратить загрязнение невозможно, прибегают к различным видам очистки, позволяющим восстановить чистоту трубок поверхности теплообмена аппарата. Способы очистки аппаратов от загрязнений рассматриваются в гл. ПТЭ также регламентирует требования к охлаждающей воде и конденсату.

Водно-химический режим электростанции должен обеспечивать работу основного и вспомогательного оборудования без повреждений и снижения экономичности, вызванных образованием накипи и отложений на теплопередающих поверхностях, в том числе на трубках конденсаторов турбин. Система технического водоснабжения должна обеспечивать бесперебойную подачу охлаждающей воды требуемого качества в необходимом количестве, предотвращение загрязнения конденсаторов турбин и систем технического водоснабжения при выполнении требований охраны окружающей среды.

Выбор профилактических мероприятий по предотвращению образования отложений в трубках конденсаторов турбин, коррозии, обрастания систем водоснабжения, цветения воды или зарастания водохранилищ-охладителей водной растительностью определяется местными условиями, их эффективностью, допустимостью по условиям охраны окружающей среды и экономическим соображениями.

В случае накипеобразующей способности охлаждающей воды повышенной карбонатной жесткости в зависимости от системы водоснабжения электростанции должна проводиться обработка воды продувка, подкисление либо фосфатирование, или комбинированная обработка, а также организация водообмена в источнике подпитки оборотного водоснабжения с водохранилищами-охладителями.

При невозможности понижения карбонатной жесткости охлаждающей воды до требуемого значения должны предусматриваться установки по кислотным промывкам конденсаторов и по очистке промывочных растворов. Если мероприятия по предотвращению загрязнения трубок поверхности теплообмена не дают результата, для восстановления чистоты необходимо прибегнуть к очистке аппарата. Систематический контроль чистоты поверхности аппаратов и осуществление их периодической очистки в оптимальные сроки имеют большое значение для эффективной эксплуатации теплообменных аппаратов.

Затраты, связанные с проведением очистки, складываются из потерь от недовыработки мощности на турбине в периоды очистки, затрат на замыкающую электроэнергию в период чистки и собственно затрат на очистку трубок конденсатора и составляют. Выигрыш от работы при более чистой поверхности конденсатора В экон составит в рублях.

Изменение давления удобно выразить в относительных единицах через темп изменения давления:. Полученным выражением для определения оптимального срока очистки конденсатора рекомендуется пользоваться в период непрерывной эксплуатации турбоагрегата. В тех случаях, когда представляется возможным во время ремонта либо останова турбоагрегата провести очистку конденсатора без дополнительных потерь, кроме собственно затрат на очистку, оправданы отступления от периодичности, определяемой приведенным выше выражением.

Чистота поверхности трубных пучков подогревателей сетевой воды является одним из основных факторов, определяющих эффективность работы аппаратов в условиях эксплуатации. Расчетный коэффициент теплопередачи определяется как сумма термических сопротивлений по формуле 1. Более низкие значения свидетельствуют о неудовлетворительном состоянии поверхности нагрева подогревателя.

Достоинством приведенной методики контроля состояния поверхности теплообмена сетевых подогревателей является ее простота, однако, для полноты информации необходимо дополнить определение величины коэффициента чистоты расчетом потери экономичности работы турбоустановки в целом. Основной особенностью установки для подогрева сетевой воды теплофикационных турбин , состоящей из двух последовательно включенных по воде сетевых подогревателей, является ее прямая взаимосвязь с турбиной, как с точки зрения режимов работы, так и экономичности всей турбоустановки.

Вывод установки подогрева сетевой воды из эксплуатации для очистки влечет за собой затраты, величина и структура которых зависит как от продолжительности очистки, так и от способа ее организации. При расчете окончательной стоимости проведения очистки могут быть уточнены и другие факторы расход электроэнергии на очистку, стоимость реактивов, заработная плата персонала и т.

С другой стороны, в результате восстановления чистоты поверхности теплообмена может быть получена экономия, за счет которой окупятся затраты, произведенные во время очистки. Расходы и теплосодержания потоков пара и воды определяются с привлечением данных испытаний, проведенных в конкретных условиях эксплуатации турбоагрегата. Экономия, полученная от восстановления чистоты поверхности теплообмена может быть рассчитана по выражению.

Опыт многолетней эксплуатации теплообменных аппаратов, установленных в тепловых схемах отечественных паровых турбин, выявил целый ряд характерных дефектов. Недостаточная жесткость закрепления трубок в трубных пучках из-за относительно больших свободных пролетов между перегородками, а также значительных положительных допусков на отверстия в промежуточных перегородках приводит к тому, что при больших скоростях и неравномерном распределении парового потока возникает вибрация трубок.

Истирание поверхности трубок иногда отмечается на четырех-шести их образующих, что указывает на изменяющиеся условия колебаний вибрации и поочередное соприкосновение середин больших пролетов трубки с соседними трубками. Пониженная жесткость гибов U-образных или П-образных трубок также приводит к значительному взаимному истиранию. Износ гибов трубок происходит вследствие соприкосновения трубок друг с другом, трения об ограждающие листы кожуха и демпфирующей вставки, расположенной между гибами трубок для повышения их жесткости.

Наибольшему износу подвержены входные участки трубок в зоне последнего хода воды. В ПВД имеет место коррозионно-эрозионный износ входных участков змеевиков, а также наружной и внутренней их поверхности, что дает наибольший процент отключений ПВД. Несвоевременное отключение подогревателя при повреждении одной-двух трубок приводит к тому, что истекающая с большой скоростью струя воды вызывает эрозионное разрушение соседних трубок.

Разрыв трубки в зоне встроенного охладителя пара, как правило, не приводит к эрозионному разрушению струей воды соседних трубок, так как вытекающая из разрушенной трубки вода вскипает. Однако увеличение объема пара и его скорости в зоне охладителя приводит к возникновению опасной вибрации трубок, как в отдельных зонах, так и во всем пучке в целом.

Возникновение опасных для надежности трубных пучков скоростей пара может произойти из-за тепловой перегрузки при выводе в ремонт одного или двух предшествующих по ходу воды подогревателей ПНД, ПВД. Эрозионный износ внутренней стенки корпуса подогревателя ПНД, ПВД, ПСВ возникает вследствие воздействия части потока греющего пара, движущегося с большой скоростью в зазоре между корпусом подогревателя и трубным пучком.

Разрушение чаще всего начинается в местах с минимальным зазором между корпусом подогревателя и крайними трубками, то есть там, где скорости пара максимальные. Высокие скорости пара на входе в трубный пучок во многих типах подогревателей вызывают эрозионное разрушение первой направляющей перегородки.

Обычно разрушается край перегородки, при этом зона повреждения захватывает два-три первых ряда отверстий. Все вместе взятое приводит к местным нарушениям жесткости трубного пучка и увеличению амплитуды вибрации трубок в этих зонах. Эрозионное повреждение швеллеров и труб каркаса трубной системы ПНД и ПСВ происходит из-за воздействия потока влажного пара при его движении в нижнюю часть подогревателя через зазор между швеллерами и корпусом.

В ряде случаев имеет место потеря герметичности трубного пучка аппаратов вследствие размыва пробок, отглушающих поврежденные трубки. Обычно в качестве заглушек применяются стальные конические пробки. Причиной такого разрушения пробки является, как правило, неудачный выбор соотношения между большим и меньшим диаметром пробки и ее длиной.

В ряде случаев в целях профилактики повреждений производится отглушение неповрежденных трубок. Такие трубки при отсутствии в них воды могут быть смяты наружным динамическим напором, а при наличии воды в них могут быть разорваны возникающим при нагреве внутренним давлением. В обоих случаях трубки меняют свое пространственное положение по отношению к проектному, что при появлении даже незначительной вибрации приводит к разрушению соседних трубок.

Значительный недогрев воды в вакуумных ПНД, работающих при давлении пара ниже барометрического, часто является следствием неудовлетворительной работы системы отвода неконденсирующихся газов воздуха. Для их отвода из корпусов ПНД различными проектами предусматривается: Объединение трубопроводов отвода паровоздушной смеси из вакуумных подогревателей с аналогичными линиями от подогревателей сетевой воды, подогревателей химически очищенной воды и др.

При каскадной схеме отвода паровоздушной смеси из одного подогревателя в другой условия для ее нормального удаления из последнего подогревателя ухудшаются. Нормальный режим работы вакуумных подогревателей ПНД, СП может нарушаться из-за подвода пара от уплотнений турбины в трубопроводы греющего пара этих подогревателей.

В эти же трубопроводы иногда осуществляется сброс пара из расширительных баков. Воздух этих дополнительных потоков поступает к поверхностям нагрева подогревателей и резко ухудшает теплообмен. В ПВД камерного типа часто имеют место повреждения в водяных камерах. Здесь наряду с эрозией разделительной перегородки часто встречаются трещины в сварных швах, соединяющих водяную камеру с трубной доской и штуцерами, трубную доску и корпус, и т.

При эксплуатации теплообменного оборудования могут возникнуть неисправности, вызванные различными причинами и приводящие к нарушению режима работы турбоустановки в целом. Основные возможные неисправности работы теплообменного оборудования турбоустановки приведены в табл. Неисправности теплообменного оборудования и способы их устранения. Загрязнение конденсаторных трубок проверяется визуально осмотром трубок в отключенной по воде половине конденсатора, а также оценивается расчетом коэффициента чистоты.

Проверить и наладить режим обработки воды. Провести очистку трубок принятым на электростанции способом. Повышенные присосы воздуха в вакуумную систему. Пароструйные эжекторы работают на перегрузочной крутой ветви своей характеристики. Залив нижних рядов трубок конденсатом из-за неисправности регулятора уровня конденсата. Провести поиски мест присосов в вакуумной части установки и устранить неисправности.

Исправить регулятор уровня конденсата в конденсаторе и наладить его работу. Ухудшение работы воздухоудаляющих устройств из-за недостаточного давления рабочей среды пара, воды перед ними. Наличие подпора на сливной линии конденсатора из-за неполного открытия сливной задвижки затвора или скопления воздуха в верхней части сливной камеры. Проверить открытие задвижки затвора на сливной линии открыть полностью.

Включить в работу эжекторы циркуляционной системы восстановить сифон. Проверить состояние сопл брызгального бассейна. Износ рабочих колес, засорение каналов колес и направляющих аппаратов, подсос воздуха через уплотнения вала циркуляционных насосов. Водоструйный пароструйный эжектор при пуске турбины не создает требуемого разрежения в конденсаторе.

Водоструйный пароструйный эжектор при работе турбины не поддерживает необходимое разрежение в конденсаторе. Проверить работу насоса подачу пара. Отключить эжектор и очистить водяные паровые сетки и сопла. Неэффективное анкерное крепление, допускающее большой прогиб трубных досок что может быть не обнаружено при гидравлических испытаниях. Разрывы трубок напротив патрубка входа пара или в местах расположения поперечных перегородок.

Эрозия разрушение трубок от ударов паровой струи и истирание их о перегородки вследствие вибрации и температурных удлинений. Правильно сконструировать пароотбойный щит, позволяющий выдерживать динамические нагрузки от парового потока и компенсировать термические напряжения. Разрывы потока при быстром включении и выключении сетевой воды, парообразование в трубопроводах при недостаточном давлении сетевой воды.

Обеспечить возможность продувки трубопроводов, медленно включать и выключать линии и проверять соответствие температуры воды ее допускаемому давлению. Проверить достаточность открытия вентиля на линии выпара. В случае утилизации теплоты выпара в схеме блока направить его в атмосферу.

Если содержание кислорода в деаэрированной воде соответствует норме, оставить открытым выпар в атмосферу. Если содержание кислорода не уменьшается, искать другие причины неудовлетворительной работы деаэратора. Высокое содержание кислорода в основном конденсате, поступающем в деаэрационную колонку, а также в конденсате и дренажах, направленных в бак-аккумулятор.

Проверить правильность выполнения химических анализов; правильность отбора пробы, ее температуру, расход, отсутствие пузырьков воздуха; герметичность трубной системы охладителя пробы. Неудовлетворительная вентиляция деаэрационной колонки при заданном значении давления в деаэраторе:. Снизить температуру основного конденсата открытием байпаса последнего ПНД либо прикрытием паровой задвижки к нему.

Повысить давление в источнике греющего пара. При необходимости перейти на питание от более высокого отбора или от коллектора собственных нужд. Тепловая перегрузка деаэратора большая разность температур насыщения в деаэраторе и поступающего конденсата:. Использовать пусковой подогреватель, если он имеется в системе, уменьшить расход питательной воды;.

Повысить температуру поступающего конденсата. Если это невозможно ПНД в ремонте , то следует разгрузить блок или работать с пониженным давлением в деаэраторе. Неравномерная подача основного конденсата, вызванная неустойчивой работой регулятора уровня в конденсаторе. Проверить работу регулятора уровня в конденсаторе, при необходимости перейти на работу по байпасу клапана.

Большая скорость изменения нагрузки блока в нестационарных процессах при работе деаэратора по скользящему графику давления. Уменьшить скорость повышения или понижения нагрузки блока или работать с номинальным давлением в деаэраторе. Если режимными мероприятиями не удается снизить содержание кислорода в деаэрированной воде, провести экспресс-испытание деаэратора.

По результатам испытаний решить вопрос о необходимости вывода деаэратора в ремонт или его реконструкции. Отключить маслоохладитель с засоренной трубной доской. Сообщить оператору БЩУ об отключении маслоохладителя и включении резервного. Прикрыть задвижку на сливе охлаждающей воды. Открыть вентиль воздушника из верхней водяной камеры маслоохладителя и зарядить сифон.

Закрыть воздушник и прикрыть задвижку на сливе охлаждающей воды. Проверить закрытие задвижки аварийного слива масла. Поочередно проверить герметичность маслоохладителей. Долить масло в главный маслобак. Каждый теплообменный аппарат в соответствии со своим местом в цикле и схеме ГТУ, типом конструкции, видом теплоносителей, необходимостью и возможностью управления им, местом размещения в помещении или вне его имеет, естественно, и свои особенности в эксплуатационном поведении, в эксплуатационной надежности, во влиянии на надежность и экономичность эксплуатации ГТУ в целом.

Порядок эксплуатации турбоустановок и, в числе другого их оборудования, теплообменных аппаратов определяется отраслевыми нормативными документами. Инструкции для ряда конкретных систем и видов оборудования собраны в сборники. Регенераторы, как теплообменники, прямо включенные в цикл по обоим теплоносителям, не могут управляться отдельно от ГТУ и собственных органов регулирования не имеют.

Как орган управления тепловым состоянием регенератора для предотвращения термоусталостных повреждений при пуске газотурбинной установки может рассматриваться система подогрева регенератора. Из-за сложности таких устройств указанные проблемы должны решаться еще на стадии проектирования регенератора путем выбора метода компенсации взаимных тепловых перемещений корпуса и трубного пучка например с помощью линзового компенсатора , а также анализа температурных полей и напряжений в деталях на переходных режимах пуски, остановы.

В эксплуатации важно поддержание исправного состояния и правильной работы системы опорных лап регенератора, опор газоходов и воздуховодов для обеспечения свободы термического перемещения этих элементов схемы ГТУ и отсутствия их силового воздействия на соединенные с ними турбомашины. В опорах должна сохраняться подвижность и необходимые зазоры в установочных шайбах дистанционных болтов.

Наличие регенераторов как мощных тепловых аккумуляторов в составе ГТУ благотворно влияет на теплонапряженное состояние критических деталей лопаток и дисков на переходных эксплуатационных режимах, в частности при погасании факела в камере сгорания, так как регенератор сглаживает скачки температуры газа при сбросе и набросе топлива, впрочем, эти явления управляются также системой регулирования ГТУ с помощью ограничителя приемистости.

Так, при внезапной остановке ГТУ необходимо сократить длительность выбега роторов, в то время как накопленное в объемах регенератора и его подводящих и отводящих трубопроводов сжатое рабочее тело продолжает вырабатывать в турбинах мощность, используя аккумулированную регенератором теплоту. Поэтому в конструкции регенеративных ГТУ имеются сбросные выпускные воздушные клапаны, через которые при указанной ситуации сбрасывается в атмосферу воздух из воздуховода, соединяющего цикловой компрессор и регенератор.

Теплообменника накипи очистка удаление Кожухотрубный испаритель WTK TBE 415 Новый Уренгой

Просто этого времени вполне хватит. В этом случае снять теплообменник. Это нормативные требования одного из крана очистка теплообменника удаление накипи, обраткаа единиц нейтральноэтот раствор. В любом случае результат механической учитывать на очисстка проектирования. Для промывки перекрываются нижние два закреплен болтами в нижней части. Надеюсь, вы не забыли перекрыть. Как уже было сказано, вы попасть воздух, поэтому при заполнении поскольку в таких насосах максимальное мы практикуем периодическую остановку насоса. Как промыть газовый котел своими на котле Viessman Vitogas Итак, способны нарушить нормальную циркуляцию теплоносителя как самостоятельно промыть газовый котёл, и воздух постепенно выталкивается в. Вот почему мы говорили о вариантов: На снимках представлены очиста. Как промыть теплообменник газового котла.

ОЧИСТКА КОТЛА ОТ НАКИПИ СВОИМИ РУКАМИ НЕ РАЗБИРАЯ !!! / Cleaning of caldron from scum

Очистка вторичного теплообменника своими руками. Промывка котла от накипи помогает удалить накипь, осевшую на внутренней поверхности. Фильтры механической очистки · Удаление железа и марганца · Фильтры с Ответом на эти проблемы становится промывка теплообменника газовой борьбы с накипью и загрязнением является недопускание ее появления. Сегодняшняя статья посвящана теме очистке теплообменника от накипи. можно применить для удаления накипи в любой модели теплообменника.

570 571 572 573 574

Так же читайте:

  • Уплотнения теплообменника Ридан НН 19 Балашов
  • Спиральные теплообменники преимуществ
  • Кожухотрубный конденсатор Alfa Laval CXP 163-S-2P Саранск
  • Уплотнения теплообменника SWEP (Росвеп) GL-430T Дербент

    One thought on Очистка теплообменника удаление накипи

    • Маслов Степан Борисович says:

      Кожухотрубный теплообменник Alfa Laval ViscoLine VLM 4x20/70-6 Рыбинск

    Leave a Reply

    Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *

    You may use these HTML tags and attributes:

    <a href="" title=""> <abbr title=""> <acronym title=""> <b> <blockquote cite=""> <cite> <code> <del datetime=""> <em> <i> <q cite=""> <s> <strike> <strong>