CC BY
163
11. K a l i n i n, E. K., Drejtser, G. A., Kopp, I. Z., & Miakochin, A. S. (1998) Effective Heat-Exchange Surfaces. Moscow, Energoatomizdat. 407 p. (in Russian).
12. B e l e n k y, M. Ya., Gotovsky, M. A., Lekah, B. M., & Fokin, B. S. (1995) Heat and Hydraulic Characteristics of the Transverse-Streamlined Surfaces with Lunules. Teploenergetika [Heat Engineering], 1, 49-51 (in Russian).
13. P u c h k o v, P. I. (1948) Roughness Effect on the Pipes Bunches heat Exchange in Crosscurrent. Kotloturbostroenie [Boiler and Turbines Building], 4, 5-6 (in Russian).
Представлена кафедрой энергосбережения,
гидравлики и теплотехники Поступила 03.02.2014
УДК 621.311.22:621.175
ШЗДАНИЕ И ЭФФЕКТИВНОСТЬ АВТОМАТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ ШАРИКОВОЙ ОЧИСТКИ КОНДЕНСАТОРА 180-КЦС-1 ТУРБИНЫ Т-180/210-130-1 ЛМЗ
Часть 2
ЗЕНОВИЧ-ЛЕШКЕВИЧ-ОЛЬПИНСКИЙ Ю. А.1*, НАУМОВ А. Ю.1*, студ. ЗЕНОВИЧ-ЛЕШКЕВИЧ-ОЛЬПИНСКАЯ А. Ю.2)
1 Филиал «Гомельская ТЭЦ-2» РУП «Гомельэнерго», 2Белорусский национальный технический университет
E-mail: zenovich@tut.by
Разработана методика расчета экономической эффективности, которая может быть универсальной и использоваться для технико-экономического обоснования установки системы шариковой очистки конденсатора на паровых турбинах электростанций. Данная методика, кроме эффекта от снижения давления отработавшего пара в конденсаторе за счет внедрения системы шариковой очистки, учитывает также эффект от уменьшения гидравлического сопротивления конденсатора.
Приведены практические результаты внедрения системы шариковой очистки на паровых турбинах Гомельской ТЭЦ-2. Как результат регулярное применение системы шариковой очистки позволило довести температурные напоры конденсаторов всех блоков турбоагрегата Т-180/210-130-1 до нормативных величин и коэффициент чистоты до 0,85 на всех трех турбоагрегатах. Результаты работы, опыт внедрения автоматической системы шариковой очистки на Гомельской ТЭЦ-2 и методика расчета ее эффективности могут быть распространены при внедрении аналогичных систем на электростанциях Белорусской энергосистемы.
Предложены мероприятия по совершенствованию автоматической системы шариковой очистки конденсатора с использованием математической модели турбины, которые позволят оптимизировать режимы очистки конденсаторов и повысить эффективность работы системы шариковой очистки с увеличением коэффициента чистоты конденсатора до 0,90-0,92.
Ключевые слова: конденсатор паровой турбины, система шариковой очистки, температурный напор, давление отработавшего пара, вакуум, гидравлическое сопротивление конденсатора, экономический эффект, срок окупаемости, математическая модель турбины.
Ил. 3. Табл. 2. Библиогр.: 10 назв.
DESIGNING AND EFFICIENCY EFFECT OF AUTOMATIC BALL-CLEANING SYSTEM FOR CONDENSER 180-KTsS-1 OF TURBINE Т-180/210-130-1 LMZ
Part 2
ZENOVICH-LESHKEVICH-OL'PINSKIY Yu. А.1*, NAUMOV А. Yu.1*, ZENOVICH-LESHKEVICH-OL'PINSKAYA А. Yu.2)
1 Affiliated Branch 'Gomel CHP-2' of RUP 'Gomel'energo', 22Belorussian National Technical University
The authors elaborate the economical efficiency evaluation technique that could be universal and applied for technical-and-economic feasibility study of the ball-cleaning system installation on the steam turbines of the electric power plants. Besides the effect from reducing the exhaust steam pressure in the condenser by means of the ball-cleaning system implementation, this technique also accounts for the effect of lowering the condenser hydraulic pressure.
The article refers to the practical results of the ball-cleaning system introduction on the steam turbines of Gomel CHP-2. As a result of regular application of the ball-cleaning system the temperature difference of the condensers of all blocks Т-180/210-130-1 confined into the regulatory values and the cleanness coefficient of all three turbine units reached 0,85. The authors consider the working results, implementation experience of the ball-cleaning system at Gomel CHP-2 and its efficiency evaluation technique to be worth disseminating when introducing the analogous systems at the plants of Belarusian power network.
The authors suggest measures on the condenser automatic-cleaning system improvement with the turbine mathematical-simulation model employment that will make it possible to optimize the condenser cleaning regimes and to increase the ball-cleaning system effectiveness with the condenser cleanness coefficient growing up to 0,90-0,92.
Keywords: steam turbine condenser, ball-cleaning system, temperature difference, exhausted steam pressure, vacuum, the condenser hydraulic pressure, economic effect, period of recoupment, the turbine mathematical simulation model.
Fig. 3. Tab. 2. Ref.: 10 titles.
Экономическое обоснование установки. При расчете эффективности внедрения системы шариковой очистки (СШО) от углубления вакуума в качестве исходных величин учитывали фактические теплотехнические параметры работы конденсатора № 1 в межотопительный сезон при расходе пара в конденсатор, равном «350 т/ч. В процессе работы одного блока расход охлаждающей воды составляет 19195 т/ч. Температурный напор конденсатора при данных условиях, приведенный к названному расходу охлаждающей воды, 5t = 5,23 оС. При этом:
• абсолютное давление отработавшего пара в конденсаторе р2ф = = 0,1139 кгс/см2;
• температура охлаждающей воды на входе в конденсатор ti„ = 33,2 оС;
• нагрев охлаждающей воды в конденсаторе At = 9,63 оС. Внедрение СШО позволит значительно уменьшить термическое сопротивление конденсаторной трубки и увеличить коэффициент чистоты до а = 0,9. По общепринятым для инженерных расчетов формулам [1] определим температурный напор, который при общих равных условиях будет соответствовать коэффициенту чистоты а = 0,9:
ы =
п =
9,63
еп -1 2,71В1'372 -1 кБ 3405•9000
= 3,272, оС;
ежОо-103 4,19 • 5332 •Ю3
= 1,372;
(1)
(2)
к = 4070аФ ^Ф, Ф г Ф5 =
= 4070 • 0,9 • 0,931 • 0,9986 • 1,0 • 1,0 = 3405, Вт/(м2-К),
(3)
где п - показатель степени; Б = 9000 м2 - поверхность охлаждения конденсатора (суммарная поверхность охлаждения основного и встроенного пучков); G0 = 19195 т/ч = 5332 кг/с - расход охлаждающей воды; сж = = 4,19 кДж/(кг-К) - удельная теплоемкость воды; к - коэффициент теплопередачи конденсатора.
Множитель, учитывающий влияние скорости охлаждающей воды:
Ф =
1,1 w х Г 1,1 • 1,81
V вн _ ^26 _
= 0,931,
(4)
где х = 0,6а = 0,6 • 0,9 = 0,54; а?вн = 26 мм - внутренний диаметр трубки конденсатора; w - скорость охлаждающей воды в конденсаторных трубках,
w = 1,273 • 106 °0Ц = 1,273 • 106
5332•2
Рж ^ вн N
1000•262•11460
= 1,8, м/с; (5)
г = 2 - число ходов охлаждающей воды; р = 1000 кг/м3 - плотность воды; N = 11460 шт. - общее число трубок в конденсаторе (основной и встроенный пучки).
Множитель, учитывающий влияние температуры охлаждающей воды:
Ф, = 1 - ^ (35 - О2 = 1 - М427 (35 - 33,2)2 = 0,9986, (6) ' 1000 1000
где Ь = 0,52-0,0072^ = 0,52-0,0072• 10,74 = 0,4427; с1к - удельная паровая нагрузка,
Ок - расход пара в конденсатор,
, -103 96,7-103 лппл .. 2 .
¿к = ^ = = 10,74, г/(м2^с);
9000
(7)
_ = аоСжА, = 5332 •4,19 •9,63 = 96,7, кг/с,
АЛ,
2225
АЛк = 2225 кДж/кг - разница энтальпий пара и конденсата. Множитель, учитывающий влияние числа ходов:
Множитель, учитывающий влияние паровой нагрузки конденсатора: Ф5 = 1,0.
Таким образом, определив величину температурного напора, вычислим значение температуры насыщения пара в конденсаторе
Следовательно, давление отработавшего пара в конденсаторе, соответствующее коэффициенту чистоты а = 0,9, будет равно р% = 0,1035 кгс/см2. После внедрения СШО получим углубление вакуума в конденсаторе
Увеличение мощности турбоагрегата за счет снижения давления отработавшего пара составит
где ЛЫ001 = 1060 кВт - изменение мощности турбины при изменении вакуума в конденсаторе на 1 %.
Среднее число часов работы турбоагрегата в межотопительный период с учетом времени нахождения блока в ремонте или резерве принято Т = 2200 ч; топливная составляющая выработки электроэнергии £т = = 0,035 дол./(кВт-ч). Эффект от снижения давления отработавшего пара в конденсаторе за счет внедрения СШО составит
Кроме выработки дополнительной мощности за счет снижения термического сопротивления конденсаторной трубки, внедрение СШО позволит системе циркуляционного водоснабжения работать с неизменным гидросопротивлением конденсатора. Это улучшит характеристику совместной работы циркуляционных насосов и циркуляционной системы и приведет к повышению расхода охлаждающей воды на конденсатор. Некоторое увеличение гидросопротивления системы циркуляционного водоснабжения вследствие установки аппаратов СШО (фильтра предочистки и шарико-улавливающей сетки) будет компенсировано снижением гидравлических потерь в конденсационной установке.
Характеристика совместной работы циркуляционных насосов и системы циркуляционного водоснабжения до и после внедрения СШО при работе одного блока представлена на рис. 1 . Как видно из приведенного графика, снижение гидравлического сопротивления конденсационной установки на АН = 1,3 м вод. ст. (с учетом сопротивлений фильтра предочист-ки и шарикоулавливающего устройства) при рабочем расходе охлаждающей воды 19195 т/ч позволит увеличить ее расход в конденсатор на А0 = 2950 т/ч.
^ =1в +Л + 5^ = 33,2 + 9,63 + 3,272 = 46,10, °С.
(10)
Лр2 = рф -р2н = 0,1139- 0,1035 = 0,0104, кгс/см2.
ЛЫ = ЛЫ001Лр2 ■ 102 = 1060• 0,0104-102 = 1102,4, кВт,
Эв = Л№Т Т = 1102,4 ■ 0,035 ■ 2200 = 84885 дол./год.
Рис. 1. Характеристика совместной работы циркуляционных насосов и системы циркуляционного водоснабжения до (1) и после (2) внедрения СШО
Как известно, при увеличении расхода охлаждающей воды в конденсатор происходит интенсификация теплообмена (увеличивается коэффициент теплоотдачи) и как следствие углубляется вакуум. Таким образом, можно подсчитать экономический эффект от внедрения СШО за счет снижения гидравлических потерь на конденсаторе. В предыдущем расчете были определены основные параметры работы конденсационной установки при рабочем расходе охлаждающей воды в конденсатор (19196 т/ч) после внедрения СШО (коэффициент чистоты а = 0,9). Следовательно, можно рассчитать температурный напор в конденсаторе при расходе охлаждающей воды, равном 22146 т/ч (с учетом прироста ЛQ = 2950 т/ч).
Температурный напор, соответствующий расходу охлаждающей воды О0 = 22146 т/ч, равен
= -*— =-л35-= 3,311, °С, (11)
еп -1 2,71В1-259 -1
где * - нагрев охлаждающей воды,
* = МЬ = 96-7 •2225 = 8,35, °С; (12)
Ос 6152 • 4,19
Ж 3607•9000
п =-- =-- = 1,259, (13)
сж О0-103 4,19 • 6152-103
Е = 9000 м2; О0 = 22146 т/ч = 6152 кг/с;
к = 4070аФ Ф г Ф 5 = = 4070• 0,9• 0,986• 0,9986-1,0-1,0 = 3607, Вт/(м2-К). (14)
Множитель, учитывающий влияние скорости охлаждающей воды:
Ф =
1,1 w х Г 1,1 • 2,01
V вн _ ^26 _
где х = 0,6а = 0,6 • 0,9 = 0,54;
w = 1,273 • 106
С г
Рж С N
= 1,273 • 106
= 0,986,
6152•2
(15)
1000•262•11460
= 2,0, м/с. (16)
Множитель Ф,, учитывающий влияние температуры охлаждающей воды, рассчитан (6): Ф, = 0,9986.
Определим величину температуры насыщения пара в конденсаторе
^ =1в + А, + 5, = 33,2 + 8,35 + 3,311 = 44,86, °С.
Давление отработавшего пара р12 = 0,0971, кгс/см2. Таким образом, изменение вакуума при р2 = 0,1035 кгс/см2
Ар2 = р2н - р^ = 0,1035 - 0,0971 = 0,0064 кгс/см2.
Увеличение мощности турбоагрегата за счет снижения давления отработавшего составит
АN = А^,01Ар2 -102 = 1060 • 0,0064-102 = 678,4, кВт.
Эффект от снижения давления отработавшего пара в конденсаторе за счет неизменного гидросопротивления конденсатора
Эг = АNSтТ = 678,4 • 0,035 • 2200 = 52237, дол./год.
Суммарный экономический эффект от внедрения СШО подсчитаем с помощью метода приведенных затрат. Анализ изменения основных теплотехнических и других показателей работы конденсатора и энергоблока в целом (гидравлика конденсатора и системы циркуляционного водоснабжения, вакуум в конденсаторе, коррозия конденсаторных трубок и т. д.) в случае внедрения СШО указывает на снижение топливной составляющей. Уменьшение эксплуатационной составляющей определяется снижением затрат на альтернативные методы очистки конденсатора, увеличением срока службы конденсаторных трубок и уменьшением вредных выбросов в атмосферу. Увеличение эксплуатационной составляющей обусловливается затратами на покупку шариков для СШО. Капитальные затраты характеризуются расходами на внедрение. Таким образом, целевая функция для расчета годового экономического эффекта будет выглядеть следующим образом:
АЭ = А5г + АSэ - ЕиК, (17)
где А^ - изменение топливной составляющей; А^ - изменение эксплуатационной составляющей; Ен = 0,20 - норма дохода на капитал; К - стоимость внедрения СШО (капитальные затраты).
Изменение топливной составляющей определяется
ДОт = Эв + Эг + Эоб + Энб, (18)
где Эв - эффект от снижения вакуума в конденсаторе, Эв = 84885 дол.; Эг - эффект от снижения гидросопротивления конденсатора, Эг = 52237 дол.; остальные показатели, влияющие на изменение топливной составляющей, сложно спрогнозировать, поэтому в данном расчете принимаем их равными нулю: Эоб - эффект от исключения внеплановых остановов блока для очистки конденсаторных трубок, не учитываем (Эоб = 0); Энб - эффект от увеличения надежности работы энергоблока вследствие улучшения качества основного конденсата, не учитываем (Энб = 0).
Таким образом, ожидаемое изменение топливной составляющей в случае внедрения СШО на Гомельской ТЭЦ-2 будет
Л& = 84885 + 52237 + 0 + 0 =137122, дол.
Изменение эксплуатационной составляющей рассчитывается следующим образом:
Мэ = Эх - + Экт + Эвв, (19)
где Эх - эффект от отсутствия затрат на альтернативные виды очистки конденсаторных трубок (химическая очистка, высоконапорная промывка), Эх = 10000 дол./год; 5Ш - стоимость годовой потребности шариков, 5Ш « 2000 дол./год; остальные показатели, влияющие на изменение эксплуатационной составляющей, сложно спрогнозировать, поэтому в данном расчете принимаем их равными нулю: Экт - эффект от увеличения срока службы конденсаторных трубок, Экт = 0; Эвв - эффект от снижения вредных выбросов в атмосферу, Эвв = 0.
Таким образом, ожидаемое изменение эксплуатационной составляющей в случае внедрения СШО на Гомельской ТЭЦ-2 составит
Л5э = 10000 - 2000 + 0 + 0 = 8000, дол.
Ориентировочная стоимость капитальных затрат К на внедрение СШО оценивается в 320000 дол.
Исходя из вышеизложенного, годовой экономический эффект от внедрения СШО на энергоблоке Гомельской ТЭЦ-2 составит
ЛЭ = 137122 + 8000 - 0,20 • 320000 = 81122, дол.
Одним из основных показателей эффективности внедрения нового оборудования является срок окупаемости
Ток = К/ЛЯ = К/(ЛЯт + ЛЖ,) = 320000/(137122 + 8000) « 2,2, года.
Результаты внедрения шариковой очистки на Гомельской ТЭЦ-2.
В 2002-2005 гг. на Гомельской ТЭЦ-2 проведена работа по внедрению системы шариковой очистки конденсатора турбины Т-180/210-130-1 ЛМЗ
энергоблоков № 1-3 (проект - РУП «БелНИПИэнергопром»; монтаж тепломеханической и электрической частей оборудования - ОАО «Центрэнер-гомонтаж», «Электроцентрмонтаж»; разработка автоматики и управления СШО - РУП «Белэлектромонтажналадка»; разработка технологического алгоритма и наладка тепломеханического оборудования - специалисты Гомельской ТЭЦ-2).
Систему шариковой очистки конденсатора вводили в эксплуатацию поочередно:
• блок № 2 - в апреле 2003 г.;
• блок № 1 - в январе 2005 г.;
• блок № 3 - в январе 2006 г.
Предварительно до ввода СШО в эксплуатацию на всех трех конденсаторах проводили следующие работы [2]:
• очистку камер и трубопроводов конденсатора от мусора, ржавчины;
• развальцовку торцевых входных и выходных кромок трубок конденсатора;
• выгородку «мертвых» зон входных, выходных и перепускных камер конденсатора;
• промывку внутренней поверхности трубок конденсатора водой под давлением (с помощью «ерша» по всей длине трубок) на энергоблоке № 2;
• промывку внутренней поверхности трубок конденсатора водой под давлением (с помощью «пистолета») на энергоблоках № 1 и 3.
На всех энергоблоках до включения в работу контура СШО проводили измерения основных параметров блока и конденсатора при постоянных электрической, тепловой, паровой нагрузках, а также постоянном расходе охлаждающей воды и пара в конденсатор. Затем включали в работу СШО и после 5-6 ч работы шариков производили повторные измерения основных параметров.
Опыты, проводимые на трех энергоблоках, показали, что очистка трубок конденсатора с помощью СШО продолжительностью 5-6 ч снизила температурный напор конденсатора на 1,0-6,9 оС и соответственно давление пара на 0,013-0,015 кгс/см2 (табл. 1). Температурные напоры конденсатора приблизились к нормативным значениям. Нормативные значения температурного напора соответствуют эксплуатационно чистому состоянию конденсационной установки (коэффициент чистоты конденсатора а = 0,85).
Больший эффект от первой очистки по блокам № 2 и 3 в сравнении с блоком № 1 обусловлен тем, что прошло меньше времени от чистки трубок высоконапорной установкой и первого включения контура СШО. Трубки конденсатора больше заилились. Выполненные замеры работы конденсатора показали, что уже через 45 ч 30 мин работы СШО по основному пучку и через 21 ч 30 мин по встроенному пучку конденсатора фактический температурный напор конденсатора блока № 2 стал равен нормативному. В дальнейшем контур СШО энергоблоков включали в работу периодически один-два раза в неделю для поддержания работы конденсатора в нормативном состоянии. Регулярное применение СШО позволило довести температурные напоры конденсаторов всех блоков до нормативных
величин и достижения коэффициента чистоты до 0,85 на турбоагрегатах всех трех блоков (рис. 2).
Таблица 1
Наименование Блок № 1, 05.10.2004 Блок № 2, 05.02.2003 Блок № 3, 17.11.2005
До После До После До После
Фактический температурный напор конденсатора, °С 5,500 4,900 9,000 2,100 9,000 4,100
Нормативный температурный напор конденсатора, °С 3,100 3,100 1,800 1,900 1,900 1,900
Фактическое абсолютное давление отработавшего пара, кгс/см2 0,071 0,065 0,062 0,049 0,062 0,052
Нормативное абсолютное давление отработавшего пара, кгс/см2 0,062 0,057 0,042 0,043 0,043 0,043
г' - 15 °С I
25 °С
ДО уст ановки 15 °С
1
1 --
_ — 25 °С
— """ После установки ;
—- СШС
100 200 300
Расход пара в конденсатор дк, т/ч
400
500
Рис. 2. Температурный напор конденсатора 180-КЦС-1 турбины Т-180/210-130-1 ЛМЗ
0
В результате работы СШО, кроме повышения чистоты конденсатора, снижается его сопротивление (рис. 3).
р рпо
д
к и
4 6 8 10 12 14 16 18 20 Расход охлаждающей воды О, х103 т/ч
Рис. 3. Гидравлическое сопротивление конденсатора 180-КЦС-1 турбины Т-180/210-130-1 ЛМЗ
9
8
7
6
5
4
Снижение сопротивления конденсатора достигается за счет:
• улавливания в циркуляционной воде крупного мусора в фильтрах предварительной очистки и предотвращения забивания трубных досок конденсатора;
• очистки поверхности трубок конденсатора и снижения их шероховатости.
Увеличение расхода циркуляционной воды за счет снижения сопротивления конденсатора повышает эффективность работы градирен ТЭЦ-2. Результаты фактической экономической эффективности СШО на энергоблоках № 1, 2, 3 представлены в табл. 2.
Таблица 2
Параметр Блок № 1, 2005 г. Блок № 2, 2003 г. Блок № 3, 2006 г.
Продолжительность работы, ч 5478,0 6571,0 5538,0
Дополнительная выработка электроэнергии, тыс. кВт-ч 4225,6 3347,6 4592,7
Экономия топлива, т у. т./год 1066,0 819,0 1112,0
Срок окупаемости, лет 3,2 4,5 3,1
Более низкая эффективность использования схемы СШО на блоке № 2 по сравнению с блоками № 1 и 3 обусловлена его нахождением в среднем ремонте в межотопительный период.
Пути совершенствования автоматической системы управления шариковой очисткой. Фильтр предварительной очистки СШО работает в автоматическом режиме. Сигналом к очистке фильтра служит увеличение перепада давления циркуляционной воды до и после фильтра. Необходимость очистки конденсатора определяется по замерам темпе -ратурного напора конденсаторов и в сравнении его с нормативным. Для более точного определения температурных напоров необходимы режимы с максимально возможным расходом пара в конденсатор и соответственно большим расходом циркуляционной воды. В связи с переменным характером нагрузок блоков измерение фактических и определение нормативных температурных напоров затруднено необходимостью ожидания максимальных нагрузок для получения наибольшего расхода пара в конденсатор. Поэтому в основном пуск системы шариковой очистки осуществляется обслуживающим персоналом дистанционно по графику и периодически при зафиксированном повышении фактических температурных напоров.
Автоматизированное же определение отклонения фактического температурного напора от нормативного позволило бы повысить эффективность работы СШО, определяя время проведения очистки конденсатора, и сделать ее полностью автоматизированной. Для сравнения фактического и нормативного напоров необходимо определить расход пара в конденсатор, давление пара в конденсаторе, температуру и расход циркуляционной воды. Измерения давления пара в конденсаторе, температуры и расхода циркуляционной воды входят в состав системы шариковой очистки. Определение расхода пара в конденсатор возможно только косвенным путем с помощью нормативных характеристик турбоагрегата и поправок к ним [3-10].
Применение математической модели турбины в автоматике СШО позволит по нескольким дополнительно измеряемым параметрам с достаточной точностью определять расход пара в конденсатор и фактические температурные напоры, отказавшись от аппроксимации множества нормативных характеристик турбоагрегата. Дополнительное использование теплового расчета конденсатора [1] дает возможность определять фактический и нормативный температурные напоры, коэффициент чистоты кон-
денсатора. На основе расчетов состояния конденсатора определяется необходимость его очистки. Математические расчеты позволят полностью автоматизировать анализ состояния конденсатора и режимы работы шариковой очистки независимо от режимов работы турбоагрегата. Оптимизация режимов повысит эффективность работы СШО и доведет коэффициент чистоты конденсатора до 0,90-0,92.
В Ы В О Д Ы
1. В настоящее время высокоэффективное оборудование системы шариковой очистки успешно эксплуатируется на электростанциях России, Украины и Беларуси (кроме Гомельской ТЭЦ-2, на Минской ТЭЦ-5, Минской ТЭЦ-4, Березовской и Лукомльской ГРЭС).
2. Внедрение системы шариковой очистки конденсаторов турбин Гомельской ТЭЦ-2 позволило получить следующие результаты:
• снизить давление отработавшего пара в конденсаторе (вакуум). Годовая экономия топлива от трех энергоблоков 2997 т у. т.;
• уменьшить ограничения электрической мощности станции в летний период на 60-80 МВт;
• уменьшить вредные выбросы в атмосферу, повысить экологичность работы оборудования энергоблоков в целом;
• существенно снизить эксплуатационные затраты на обслуживание конденсационной установки за счет исключения альтернативных методов очистки (промывка трубок высоконапорной установкой) -30-35 тыс. дол./год;
• улучшить водно-химический режим и повысить надежность работы блока за счет сохранения неизменной жесткости основного конденсата;
• исключить коррозию конденсаторных трубок, значительно увеличив срок их службы;
• система шариковой очистки за время многолетней эксплуатации показала высокую надежность и удобство в обслуживании.
3. Результаты работы, опыт внедрения автоматической системы управления шариковой очисткой на Гомельской ТЭЦ-2 и методика расчета ее эффективности могут быть распространены при внедрении аналогичных систем на электростанциях Белорусской энергосистемы.
Л И Т Е Р А Т У Р А
1. Р у к о в о д я щ и е указания по тепловому расчету поверхностных конденсаторов мощных турбин тепловых и атомных электростанций: РД 34.30.104-81. - М.: Союзтехэнер-го, 1982. - 106 с.
2. Т е х н и ч е с к и й отчет по испытаниям и эксплуатации системы шариковой очистки конденсатора 180-КЦС-1 турбины Т-180/210-130-1 ЛМЗ Гомельской ТЭЦ-2. - Гомель: Гомельская ТЭЦ-2, 2007. - 36 с.
3. Э н е р г е т и ч е с к и е характеристики оборудования Гомельской ТЭЦ-2 и алгоритм определения нормативного удельного расхода топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергии. Т. 2. - Гомель: Гомельская ТЭЦ-2, 2008. - 156 с.
4. З е н о в и ч-Л е ш к е в и ч-О л ь п и н с к и й, Ю. А. Автоматизированная система шариковой очистки конденсатора турбины Т-180/210-130 / Ю. А. Зенович-Лешкевич-Ольпинский, Ю. Н. Унукович // Энергоэффективность. - 2004. - № 8. - С. 5-7.
5. Наладка системы шариковой очистки конденсатора турбины К-300-240 ЛМЗ блока № 1 Лукомльской ГРЭС. Технический отчет. - М.: Союзтехэнерго, 1988. - 55 с.
6. Р а з р а б о т к а и внедрение новых конструкций аппаратов и технологических схем СШО конденсаторов турбин блоков Лукомльской ГРЭС. Технический отчет. - М.: Союз-техэнерго, 1990. - 68 с.
7. З е н о в и ч-Л е ш к е в и ч-О л ь п и н с к и й, Ю. А. Опыт и результаты работы демонстрационной зоны высокой энергетической эффективности филиала «Гомельская ТЭЦ-2» РУП «Гомельэнерго» / Ю. А. Зенович-Лешкевич-Ольпинский // Энергоэффективность. -2006. - № 8. - С. 6-7.
8. З е н о в и ч-Л е ш к е в и ч-О л ь п и н с к и й, Ю. А. Создание демонстрационных зон высокой энергоэффективности на объектах Белорусской энергосистемы / Ю. А. Зено-вич-Лешкевич-Ольпинский // Энергетика... (Изв. высш. учеб. заведений и энерг. объединений СНГ). - 2008. - № 6. - С. 73-80.
9. М е т о д и ч е с к и е указания по прогнозированию химического состава и накипе-образующих свойств охлаждающей воды электростанций: РД 34.37.307-87. - М.: Союз-техэнерго, 1989. - 22 с.
10. Т у м а н о в с к и й, А. Г. Эффективность использования системы шариковой очистки конденсатора паровой турбины / А. Г. Тумановский, Ю. Г. Иванов, Н. В. Болдырев // Новости теплоснабжения. - 2011. - № 7. - С. 29-32.
R E F E R E N C E S
1. RD 34.30.104-81. Recommended Practices on Heat Calculations for the Surface Condensers of the Large Turbines of the Thermal and Nuclear Power Plants. Moscow, Soyuztekhenergo, 1982. 106 p. (in Russian).
2. T e c h n i c a l Report on Testing and Exploiting of the Ball-Cleaning System for Condenser 180-KTsS-1 of Turbine Т-180/210-130-1 LMZ in Gomel CHP-2. Gomel, Gomel CHP-2, 2007. 36 p. (in Russian, unpublished).
3. E n e r g y Characteristics of the Gomel СНР-2 Equipment and the Algorithm for Ascertainment of the Standard Specific Fuel Rate on the Net Output Electric and Heat Energy. Vol. 2. Gomel, Gomel CHP-2, 2008. 156 p. (in Russian).
4. Z e n o v i c h-L e s h k e v i c h-O l'p i n s k i y, Yu. А., & Unukovich, Yu. N. (2004) Automated System of Ball-Cleaning for the Condenser of Turbine Т-180/210-130 Energoeffek-tivnost' [Energy Efficiency], 8, 5-7 (in Russian).
5. A d j u s t i n g the Ball-Cleaning System of the Condenser of Turbine K-300-240 LMZ of Lukoml' GRES Block 1. Technical Report. Moscow, Soyuztekhenergo, 1988. 55 p. (in Russian).
6. Developing and Implementation of New Designs of Apparatuses and the BCS-Techno-logical Schemes for the Turbines Condensers of the Blocks of the Lukoml' GRES. Technical Report. Moscow, Soyuztekhenergo, 1990. 68 p. (in Russian).
7. Z e n o v i c h-L e s h k e v i c h-O l'p i n s k i y, Yu. А. (2006) Experience and Working Results of the High Energy-Efficiency Demonstration Area of the Affiliated Brunch of 'Gomel CHP-2' RUP 'Gomel'energo'. Energoeffektivnost' [Energy Efficiency], 8, 6-7 (in Russian).
8. Z e n o v i c h-L e s h k e v i c h-O l'p i n s k i y, Yu. А. (2008) Creation of Demonstrational Areas of High Energy-Efficiency on the Objects of the Belorussian Energy System. Izvestyia Vysshikh Uchebnykh Zavedenii i Energeticheskikh Ob Edinenii SNG - Energetika [Proceedings of CIS Higher Education Institutions and Power Engineering Associations - Energetika], 6, 73-80. (in Russian).
9. RD 34.37.307-87. Instructional Guidelines on Prognostication of the Chemical Composition and Scale-Forming of the Power Plants Cooling Water. Moscow, Soyuztekhenergo, 1989. 22 p. (in Russian).
10. T u m a n o v s k i y, А. G., Ivanov, Yu. G., & Boldyrev, N. V. (2011) Efficiency of the Ball-Cleaning System Employment for the Steam Turbine Condenser. Novosti Teplosnabzheniia [Heat-Supply News], 7, 29-32 (in Russian).
Представлена кафедрой ТЭС Поступила 20.05.2014
