Опыт - эксплуатация - энергоблок
Cтраница 1
Опыт эксплуатации энергоблоков Разданской ГРЭС показывает, что при обработке котловой воды фосфатами среднемесячное содержание железа в питательной воде, например на энергоблоке № 1, в 1973 - 1974 гг. было 10 - 23 мкг / кг, но повышалось в отдельных случаях до 62 - 70 мкг / кг. [1]
Из опыта эксплуатации энергоблоков при сжигании сернистого мазута следует, что интенсивность золового заноса РВП является функцией температуры стенки и для поддержания постоянными аэродинамического сопротивления РВП, а также температуры уходящих газов необходима эффективная очистка воздухоподогревателя. [2]
 |
Схема энергоблока с воздушно-конденсационными установками. [3] |
Приходится, однако, констатировать неоднозначный подход к нормированию указанных показателей. Для Разданской ГРЭС на основе опыта эксплуатации энергоблоков 200 МВт на венгерской ТЭС Дендеш с ВКУ рекомендованы следующие нормы качества конденсата турбины: рН 7 0 - - 7 5, удельная электрическая проводимость 1 мкСм / см, концентрация растворенного О2г 20 мкг / кг. [4]
Имеется также необходимость контроля за показателями качества среды и при пусковых режимах энергоблоков. С учетом этого ориентировочный объем автоматического химического контроля для вновь разрабатываемых систем представлен в табл. 5 - 2, составленной на основе опыта эксплуатации энергоблоков Литовской, Конаковской и других ГРЭС. С учетом представленной на рис. 2 - 13 схемы дискретного химического контроля с использованием в качестве ведущих характеристик рабочей среды величин к, рН, еН в табл. 5 - 3 приведен объем сокращенного оперативного автоматического контроля за основными показателями качества рабочей среды по тракту энергоблока. [5]
Турбины сверхкритических параметров ( СКП) работают на паре, вырабатываемом прямоточными котлами. В настоящее время большинство установок сверхкритического давления в нашей стране имеет конденсационные турбины с начальными параметрами пара 23 6 МПа, 565 - 585 С. Опыт эксплуатации энергоблоков сверхкритического давления относительно невелик: массовые пуски блоков СКП начались с 1963 г., и, естественно, выявлены далеко не все особенности поведения примесей в котлах и турбинах при разных условиях работы и разном оформлении вспомогательного оборудования. [6]
По аналогии с установками докритических параметров на всех первых блоках СКП в качестве конструкционных материалов в конденсаторах турбин и ПНД были использованы медные сплавы. Такое решение представлялось оправданным потому, что условия по температуре и давлению в конденсатном тракте ТЭС при любых начальных параметрах пара остаются практически неизменными; мало меняются и условия поступления в конденсат продуктов коррозии медных сплавов. Опыт эксплуатации энергоблоков сверхкритических параметров, имеющих конденсаторы турбин и ПНД из медных сплавов, показал, что проточная часть турбин на таких ТЭС заносится окислами меди. Эти окислы ( Си2О и СиО) отлагаются в турбинах СКП нз всех ступенях высокого давления. По поверхности лопаток окислы меди распределяются довольно равномерно. [7]
Однако при концентрации аммиака 1400 мкг / кг в конденсате турбины значение рН при Т298 К будет составлять 9 6 ( см. кривую 1, рис. 3), что повышает агрессивность среды к медным сплавам и не может обеспечить надежную эксплуатацию конденсаторных трубок, особенно в зоне воздухоохладителя. Практическая невозможность регулирования значения рН с помощью аммиака по всему пароводяному тракту блока и агрессивность его по отношению к медным сплавам обусловливает необходимость ограничения его концентраций исходя из безопасной эксплуатации латунных трубок конденсаторов и ПНД. В то же время опыт эксплуатации энергоблоков 300 МВт свидетельствует, что при постоянном дозировании смеси аммиака и гидразингидрата на внутренней поверхности водопарового тракта образуется плотная защитная пленка магнетита. [8]
Следует учитывать при этом неблагоприятное влияние частых остановок энергоблока и периодическое повышение температуры конденсата, поступающего в градирню. Исследования на Разданской ГРЭС указывают на целесообразность дальнейшего накопления опыта эксплуатации энергоблоков высокого давления с ВКУ при нейтральном режиме. [9]
Впервые длительная промышленная проверка окислительного водного режима была проведена на электростанциях Гамбургской системы в ФРГ. В настоящее время окислительный режим реализуется в нескольких вариантах, названия которых пока не являются вполне установившимися. Неточность этого названия выявилась довольно быстро, когда стал накапливаться опыт эксплуатации энергоблоков СКД на этом режиме. [10]
При определении верхнего температурного уровня подвода теплоты в цикле необходимо учитывать также изменение затрат, связанных с ремонтным обслуживанием оборудования. Эти затраты относительно возрастают по мере увеличения количества элементов энергоблока, выполненных из аустенитной стали. Так как при температуре пара 510 С полностью исключается использование аустенитных сталей, то при повышении ее от этого предела принимается увеличение коэффициента амортизационных отчислений в размере 3 % на каждые 10 С. Эта зависимость требует дальнейшего уточнения и корректируется по мере накопления опыта эксплуатации энергоблоков с различной начальной температурой. [11]
Конденсат турбин первой очереди, начиная с 1965 г., периодически был неудовлетворительного качества из-за частых и больших присосов охлаждающей воды. Это приводило к ухудшению качества питательной воды и отложениям солей в котле и турбине, поэтому Урал - ВТИ и ХТГЗ были разработаны схемы и технология эксплуатационных пароводяных промывок турбин и котлов. Промывка котла проводилась поочередно для каждого корпуса; при этом сброс пароводяной смеси осуществлялся через сепараторы в промежуточный бак, а конденсатор работал по разомкнутой схеме. Опыт эксплуатации энергоблоков показывает необходимость проведения подобных пароводяных промывок котлов и турбин 1 - 2 раза в год с совмещением их с окончанием капитальных или текущих ремонтов агрегатов. [12]
Страницы: 1