Часть 3 (183 стр) полная

Глава 6. ОСНОВЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТЭС
6.1. Организация эксплуатации основного оборудования ТЭС
6.1. Общие положения
С увеличением единичной мощности оборудования и параметров пара усложнились условия пуска, повысились требования к водному режиму, к режиму работы металла и появились новые сложные схемы автоматики и защиты. Вследствие этого эксплуатация энергетического оборудования современных ТЭС требует от обслуживающего персонала тщательного изучения его устройства, хорошего понимания физических процессов, протекающих в отдельных его элементах, и в целом высокой технической квалификации. Возросшие масштабы производства электроэнергии на ТЭС, применение пара более высоких параметров, усложнение оборудования и технологических схем требуют перехода к новым, качественно более совершенным методам их эксплуатации. В основу этих методов должно быть положено применение вычислительной техники, управляющих машин и систем, а также организационной комплексной системы управления качеством труда на базе разработки и внедрения стандартов предприятия.
Выход из строя. оборудования ТЭС приносит значительный материальный ущерб, особенно в случае недоотпуска энергии ответственным потребителям. Эксплуатация теплосилового оборудования связана с использованием вращающихся механизмов, высоковольтных электродвигателей и аппаратуры, сосудов и трубопроводов под давлением, сложной автоматики и приборов, взрывоопасных газов и токсичных жидкостей. Эти обстоятельства требуют высокого уровня организации эксплуатации, строгой регламентации работы эксплуатационного персонала, особых методов подготовки и аттестации персонала [68], разработки производственных и противоаварийных инструкций, проведения противоаварийных тренировок, организации безопасных условий производства ремонтных, наладочных работ и эксплуатации, а также ряда других мероприятий, оговоренных в ПТЭ [60]. Особое значение на современных ТЭС приобретают вопросы научной организации труда на основе внедрения передового опыта и достижений науки и техники в производство.
2. Персонал и организация его работы
Согласно принятой в настоящее время организационной структуре, эксплуатация паросилового оборудования ТЭС осуществляется котлотурбинным цехом. Состав обслуживающего персонала определяется действующими нормативами и зависит от типа и мощности оборудования, от специфики схемы ( блочная или с поперечными связями).
Весь обслуживающий персонал можно разделить на административно-технический, оперативный и ремонтный.
В обязанности административно-технического персонала входит: организация эксплуатации и ремонтов оборудования и поддержание его на высоком техническом уровне в соответствии с правилами технической эксплуатации (ПТЭ), правилами техники безопасности (ПТБ) и директивными материалами; организация и обеспечение бесперебойной, безопасной и экономичной работы оборудования; организация режимно-наладочных и исследовательских работ с целью повышения эффективности работы оборудования; организация рационализаторской работы; подготовка, аттестация и расстановка кадров; ведение технической документации и отчетности.
Обязанности оперативного (дежурного) персонала состоят в обеспечении безаварийной, безопасной и экономичной эксплуатации оборудования на основе соблюдения действующих инструкций; выполнении графика электрической и тепловой нагрузки и обеспечении заданных параметров отпускаемой энергии (частота и напряжение для электричества, параметры пара и горячей воды для тепла).
Ремонтный персонал должен качественно выполнять ремонт оборудования с соблюдением установленных -сроков вывода оборудования в ремонт.
Особенностью организации работы оперативного персонала является двойная подчиненность: в административном отношении он подчиняется руководству цеха, в оперативном вышестоящему оперативному руководству. Административно-технический персонал в оперативную работу, как правило, не вмешивается, за исключением случаев испытания оборудования, проведения наладочных работ (если это предусмотрено специальными программами) или ликвидации аварии. В последнем случае руководство цеха, главный инженер могут взять руководство ликвидацией аварии на себя с вытекающей из этого ответственностью.
Руководящий административный и оперативный персонал несет ответственность за неправильные действия подчиненного ему персонала.
3. Инструкции по эксплуатации оборудования и подготовка эксплуатационного персонала
На основании положений ПТЭ, ПТБ, заводских и типовых инструкций, директивных материалов, рекомендаций наладочных организаций разрабатываются местные должностные, производственные и противоаварийные инструкции с учетом конкретных условий эксплуатации и особенностей оборудования.
Должностные инструкции определяют основные требования к работнику, подчиненность, зону обслуживания, права и обязанности, ответственность, а в необходимых случаях взаимоотношения и взаимосвязь с персоналом.
Производственные инструкции регламентируют: порядок приемки и сдачи смены; порядок наблюдения, регулирования, обслуживания и поддержания заданного режима работы оборудования во время нормальной эксплуатации; порядок ремонтов, осмотров и опробования резервного оборудования; предельные допустимые нормы отклонения различных параметров, характеризующих работу оборудования (давление и температура пара, воды, вакуум в конденсаторе, давление в контрольных ступенях турбин и т. д.); требования техники безопасности и противопожарные требования при эксплуатации оборудования.
Противоаварийные инструкции определяют аварийные режимы оборудования и порядок их ликвидации.
Особенностью энергетического оборудования является быстрое развитие аварийных ситуаций, причем причиной аварийной ситуации могут быть относительно незначительные дефекты или нарушения режима работы. Поэтому обслуживающий персонал должен уметь быстро распознавать признаки возникающей аварии и принимать правильные меры к ликвидации аварийного положения.
Для подготовки персонала используются различные формы обучения, в том числе с применением технических средств (обучение на специальных пультах и тренажерах, применение автоматических экзаменаторов, объемных макетов оборудования и действующих моделей отдельных узлов и механизмов).
Для обучения быстрой и точной оценке ситуаций и выявления причин нарушений режима получает распространение метод последовательного описания процесса оценки ситуации с использованием так называемых деревьев оценки ситуации (ДОС). ДОС представляет карты всех возможных путей возникновения нарушения режима [80]. В реальной ситуации существует один из этих путей. Персонал должен не тольно знать все пути, но и уметь найти единственный путь, соответствующий конкретному нарушению режима. В качестве указателей, позволяющих выбрать путь на ДОС, могут быть показания приборов, результаты осмотра и прослушивания оборудования, диагностические действия искусственное изменение «входа» элемента или узла технологической схемы с целью наблюдения за изменением «выхода», по которому и судят о возможной причине отклонения.
Важнейшим элементом подготовки персонала являются противоаварийные тренировки, преследующие цели проверки знаний оборудования, схем и инструкций, развития до автоматизма приемов ликвидации аварийных ситуаций, психологической подготовки оперативного персонала к работе в аварийных условиях.
4. Организация рабочего места и связи рабочих мест
Организация рабочего места обслуживающего персонала должна обеспечивать хороший обзор работающего оборудования, близость аппаратуры управления и приборов контроля.
Совершенствование рабочего места должно быть первоочередной задачей программы НОТ, с учетом требований которой разрабатываются и внедряются проекты организации рабочих мест. Эти проекты предусматривают требования эстетики и эргономики, необходимый уровень освещенности, кондиционирование воздуха, низкий уровень шума. Рабочее место должно быть укомплектовано необходимыми схемами, инструкциями, режимными картами, графиками и другой оперативной документацией.
Для обеспечения четкой работы персонала и быстрой ликвидации аварий необходима правильно налаженная связь рабочих мест. На ТЭС находят применение следующие виды связи: переговорные трубы, машинный телеграф для связи машиниста турбины с электрическим щитом управления с целью передачи команды и аварийных сигналов, телефонная с центральным вызовом через коммутатор и прямая связь, система громкой связи, состоящая из мощных динамиков на рабочих местах и микрофонов для обеспечения двусторонней связи.
5. Новые методы повышения качества и эффективности
эксплуатации ТЭС
Задачи десятой пятилетки пятилетки качества и эффективности обусловливают необходимость применения новых методов организации производства с целью повышения его эффективности. К таким методам, в частности, могут быть отнесены комплексная система управления качеством эксплуатации, применение вычислительной техники для решения задач управления на основе разработки АСУ ТЭС или отдельных ее элементов.
Согласно ГОСТ 1546770, управление качеством продукции должно предусматривать установление, обеспечение и поддержание необходимого уровня качества продукции при ее производстве и потреблении на основе систематического контроля качества и целенаправленного воздействия на влияющие на него условия и факторы.
Применительно к ТЭС систему управления качеством продукции следует рассматривать как систему управления качеством эксплуатации, качеством труда. Использование этой системы должно решать три главные проблемы эксплуатации: надежность, экономичность и безопасность производства. В связи с отсутствием на ТЭС склада готовой продукции высокий уровень эксплуатации и бездефектность труда являются необходимым условием бесперебойного отпуска энергии потребителям.
Комплексная система управления качеством эксплуатации является системой управления трудовым социалистическим коллективом. Система должна быть направлена на обеспечение единства политического и хозяйственного руководства, успешное выполнение государственного плана, рост творческой инициативы работников, повышение эффективности энергетического производства на базе непрерывного научно-технического прогресса, стандартизации, совершенствования качества труда и продукции, достижение безопасности персонала. В комплексную систему управления качеством эксплуатации на ТЭС входят следующие подсистемы: идейно-политического воспитания коллектива; организации социалистического соревнования; автоматизации управления производством; управления стандартами предприятия; организации бездефектного труда; контроля качества труда и его стимулирования.
В основе современной системы управления ТЭС должна быть эффективная организация сбора первичной информации, ее переработки, анализа и принятия оперативных и правильных решений, что невозможно без использования вычислительной техники. Применение вычислительной техники является необходимой технической основой повышения эффективности управления на базе хорошо организованного анализа показателей топливоиспользования и других сторон производственно-хозяйственной деятельности.
6.2. Задачи эксплуатации основного оборудования ТЭС в нормальных режимах работы
Основными задачами эксплуатации ТЭС являются обеспечение длительной надежной и безопасной работы оборудования при максимальной экономичности и выдерживании заданных графиков нагрузок. Важным является также обеспечение высокого качества производимой энергии.
В нормальных условиях эксплуатации турбины работают в автоматическом режиме (управление ими осуществляется системой регулирования). При этом термические напряжения в деталях турбины, как правило, не выходят за допустимые пределы.
Нагрузка турбоагрегатов задается диспетчерским графиком и должна изменяться в нормальных условиях со скоростью 0,51% номинальной в минуту. Турбина допускает изменение нагрузки с большими скоростями, однако при этом усложняется задача поддержания номинальных параметров пара за котлоагрегатами.
Частота в системе и скорость вращения ротора турбины должны находиться в пределах 49,550,5 Гц. Большее изменение частоты снижает вибрационную надежность турбоагрегата, так как уменьшается величина отстройки собственной частоты колебаний лопаточных аппаратов отдельных ступеней от резонансной. Могут произойти также нарушение нормальной работы системы регулирования и недопустимое изменение напора главного масляного насоса. Одновременно изменяются характеристики (производительность и напор), надежность и экономичность различных вспомогательных механизмов ТЭС насосов и тягодутьевых установок.
Превышение скорости вращения турбины по сравнению с номинальной более чем на 1012% недопустимо из-за опасного увеличения центробежных напряжений в деталях ротора. В этом случае должен срабатывать автомат безопасности и осуществляться аварийный останов турбины.
Основными параметрами работы барабанных котлоагрегатов являются давление и температура вырабатываемого пара. По давлению пара судят о соответствии паропроизводительности котлоагрегата потреблению пара и ведут регулирование топочного режима. Основной причиной изменения паропроизводительности и давления пара является изменение тепловосприятия поверхностей нагрева. Температура перегретого пара находится в сложной зависимости от конструктивных и режимных характеристик котлоагрегата, в частности от соотношения площади радиационных и конвективных поверхностей пароперегревателя, нагрузки котлоагрегата, величины шлакования поверхностей и др. Очень сильно проявляется влияние температуры питательной воды. Температура перегретого пара регулируется с помощью пароохладителей, разрешающая способность которых составляет несколько десятков градусов.
Особенностью прямоточных котлоагрегатов является то, что изменение тепловыделения в топке не ведет непосредственно к изменению их паропроизводительности и давления пара, а вызывает смещение зон подогрева воды, испарения и перегрева и изменение температуры перегретого пара. Смещение зоны испарения в сторону входа питательной воды приводит к изменению водяной емкости котлоагрегата и обусловливает некоторое увеличение паропроизводительности сверх расхода питательной воды. Регулирование нагрузки прямоточных котлоагрегатов осуществляется одновременным изменением подачи топлива и питательной воды, показателем правильного соотношения которых является температура перегретого пара. Более тонкое регулирование температуры перегрева производится впрысками.
При эксплуатации необходимо обеспечивать надежность собственно котлоагрегата, его вспомогательного оборудования, заданные производительность, параметры и качество пара, экономичный и бесшлаковочный режим работы. Режим работы котлоагрегата должен осуществляться в строгом соответствии с режимной картой, составленной на основе испытаний [60]. В режимной карте в регулировочном диапазоне нагрузок указываются значения основных параметров и показателей, обеспечивающих оптимальный режим работы котлоагрегата. Приводятся рекомендации по необходимому количеству и режиму работы горелок и вспомогательного оборудования. Важным показателем режимной карты является содержание Ог или СОг в дымовых газах.
При эксплуатации котлоагрегата необходимо выдерживать надлежащий гидравлический и температурный режим поверхностей нагрева, строго соблюдать регламентированный местной инструкцией предел изменения параметров свежего пара и пара промперегрева. Превышение предельно допустимой температуры пара может привести к немедленному повреждению труб или вызвать ускорение ползучести и окалинообразования.
При организации эксплуатационного контроля температуры пара необходимо иметь в виду возможность разверок температуры, причиной которых является неодинаковое по ширине и глубине газоходов тепловосприятие параллельно включенных змеевиков. Поэтому число и расположение точек измерения температуры для каждого нового котлоагрегата определяются заводом-изготовителем.
На котлоагрегатах, работающих на сернистом мазуте, сжигание топлива должно осуществляться, как правило, при малых (1,021,03) избытках воздуха [60]. За счет этого достигается снижение температуры точки росы примерно до 70° С и уменьшается низкотемпературная коррозия поверхностей нагрева. Однако при работе с малыми избытками воздуха требуются высокая культура эксплуатации, хорошая плотность топки, равномерное распределение топлива и воздуха между горелками, наличие достаточного количества налаженных приборов контроля, в том числе кислородомеров и дымомеров. В противном случае при нарушении режима возможно значительное увеличение потерь с химическим недожогом, отложение на поверхностях нагрева сажи и ее загорание.
Для предупреждения интенсивной низкотемпературной коррозии воздухоподогревателя и поддержания температуры поверхностей нагрева его выше температуры точки росы температура воздуха на входе в воздухоподогреватель должна поддерживаться на определенном уровне. В частности, при сжигании сернистого мазута она должна быть не менее 110° С перед трубчатыми воздухоподогревателями и не менее 70° С перед регенеративными воздухоподогревателями [60]. Такая температура воздуха обеспечивается за счет подогрева его в калориферах.
Непременным условием нормальной эксплуатации котло-агрегатов является правильное питание их водой и поддерживание нормального уровня в барабане. Питание котлоагрегата осуществляется автоматически, перепад давления на регулирующем питательном клапане выбирается примерно 10% рабочего давления, что создает необходимый резерв для усиленного питания в аварийных случаях.
Для обеспечения надежной работы турбоагрегатов необходимо тщательно контролировать их вибрационное и механическое состояние, обеспечивать заданные параметры масла в системе смазки и давление жидкости в системе регулирования, поддерживать уровень масла в баке, давление водорода и расход охлаждающей воды в системе охлаждения и перепад давления «масловодород» в системе уплотнения генератора, контролировать температуру выхлопного патрубка, давление пара в контрольных ступенях турбины.
Контроль за вибрационным состоянием турбоагрегата производится по амплитудам вибрации подшипников, измеряемым в трех направлениях: вертикальном, горизонтальном и осевом. Причинами повышения вибрации могут быть: нарушение центровки роторов, в частности из-за чрезмерного и быстрого разогрева выхлопного патрубка или корпусов подшипников; заклинивание в направляющих шпонках, мешающее нормальному тепловому расширению цилиндров; появление динамической неуравновешенности роторов вследствие ослабления посадки деталей на валу или его прогиба, обрыва бандажей и лопаток, неравномерного заноса солями лопаточного аппарата и др.; подплавление или нарушение формы баббитовой заливки подшипников; работа в области резонансных чисел оборотов; потеря устойчивости вала на масляной пленке, например вследствие сильного изменения вязкости масла; появление возмущающих сил электромагнитного происхождения (двойное замыкание на землю); уменьшение статической жесткости системы из-за нарушения нормальных тепловых расширений турбины или некачественного монтажа турбоагрегата; заброс воды в турбину и др.
Снижение уровня масла в баке и давления масла в системе смазки является аварийным режимом и может произойти в результате появления утечки масла, повреждения главного масляного насоса, попадания инородного тела в маслопроводы и их закупорки, ухудшения условий всасывания главного масляного насоса, например из-за неисправности инжектора.
Температура масла в подшипниках турбоагрегата в нормальных условиях работы должна быть в пределах 4065° С. Причиной медленного роста температуры масла чаще всего бывает загрязнение маслоохладителей с водяной стороны. Быстрое повышение температуры масла может быть следствием прекращения подачи охлаждающей воды на маслоохладители, закупорки маслопровода к данному подшипнику, повреждения баббитовой заливки подшипника. Контроль перепада давления «масло водород» необходим в связи с тем, что падение давления масла может привести к утечкам водорода и пожару на генераторе.
Осевой сдвиг ротора контролируется по показаниям реле осевого сдвига, а нагрузка на упорный подшипник по температуре колодок подшипника с помощью зачеканенных в них термопар.
Задачи обеспечения высокой экономичности и надежной работы ТЭС являются взаимосвязанными. Для успешного их решения требуется обеспечивать хорошее техническое состояние оборудования и высокую культуру эксплуатации.
Необходимо поддерживать заданное качество питательной воды и пара, достаточную плотность топки и газового тракта, предупреждать образование накипи, шлакование и занос поверхностей нагрева котлоагрегатов. Газовое сопротивление тракта не должно заметно отличаться от данных режимных карт, периодически нужно производить обдувку и очистку поверхностей нагрева. Для очистки конвективных поверхностей нагрева широко применяется дробеочистка, которая должна быть постоянно готова к действию и включаться регулярно с первых же дней после пуска котлоагрегата [60].
Техническое состояние подогревателей регенеративной системы турбин контролируется по величине температурного напора. Необходимо обеспечивать минимальную величину недогрева питательной воды в каждом подогревателе, оптимальный режим работы испарителей, дэаэраторов, сетевой установки, минимальные величины переохлаждения конденсата и температурного напора в конденсаторе.
Большое значение имеет осуществление эксплуатационного контроля состояния проточной части турбин и степени заноса их солями, а также своевременное проведение промывки турбин и вывода их в ремонт.
При эксплуатации ТЭС возникает также комплекс вопросов, связанных с защитой окружающей среды, которым в настоящее время уделяется большое внимание.
6.3. Нарушения нормального режима работы котлоагрегатов и меры по их предотвращению
К основным нарушениям режимного характера относятся: нарушения нормального питания; отклонения давления и температуры перегретого пара от допустимой величины; повреждения труб поверхностей нагрева; нарушение аэродинамического режима (недостаток тяги, отклонения подачи воздуха в топку от нормы); разуплотнение газового тракта; повреждения обмуровки, разогрев конструкций каркаса; нарушение топочного режима, погасание топки. Причинами нарушений режима могут также быть: выход из строя устройств автоматического регулирования технологических процессов; отключение механизмов собственных нужд вследствие выхода их из строя или нарушения схемы электроснабжения; отказ устройств технологической защиты и блокировки; пожар в котельной.
1. Нарушения нормального питания котлоагрегата водой. В процессе эксплуатации возможны нарушения питания, связанные с частичным или полным падением давления питательной воды при больших ее утечках или срыве питательных насосов, а также с резким изменением давления пара.
При резком падении давления в барабане уровень воды сначала быстро повышается, затем падает. При резком увеличении давления наблюдается обратная картина. Это связано с изменением количественного соотношения двух фаз в пароводяной эмульсии (при понижении давления происходит частичное вскипание воды и «набухание» уровня). При эксплуатации котлоагрегата может иметь место как постепенное падение уровня воды, замечаемое персоналом, так и быстрое, незамеченное падение уровня. В первом случае должны быть приняты меры к выявлению причины понижения уровня (проверка работы регулятора питания, пуск дополнительного питательного насоса в случае низкого давления питательной воды, нормализация топочного режима и давления пара, если возникли их отклонения) ; в случае быстрого и незамеченного понижения уровня воды ниже минимально допустимого котлоагрегат должен быть немедленно остановлен.
При возникновении угрозы или наличии признаков перепитки котла (недопустимое повышение уровня воды, резкое понижение температуры пара) большое значение имеют правильные оперативные действия персонала по предупреждению серьезных аварийных последствий препитки (гидравлические удары в паропроводе, в турбине, осевой сдвиг ротора турбины, раскрытие фланцевых соединений). В таких случаях должны быть приняты немедленные меры по открытию продувки пароперегревателя, дренажей паропроводов, сбросу воды из барабана котла через устройство аварийного сброса и при необходимости останову котлоагрегата.
Для прямоточных котлоагрегатов не допускается даже самый короткий перерыв в поступлении питательной воды, в этом случае котлоагрегат должен быть немедленно отключен. Останов барабанных котлоагрегатов при перерыве питания производится по уровню воды в барабане, теоретически же допустимый перерыв в поступлении воды составляет 3040 с и определяется запасом воды в барабане сверх минимально допустимого количества ее, соответствующего минимальному уровню.
2. Аварийные отклонения параметров пара от нормы. Быстрые и резкие изменения параметров пара, являющиеся следствием нарушений топочного режима или отказов автоматических регуляторов процессов горения и регулирования температуры пара, понижают надежность котлоагрегата и турбины и могут вызвать повреждения пароперегревателя, труб экранной системы (если при этом возникают нарушения циркуляции), а также турбины.
Резкое снижение температуры пара может явиться следствием: быстрого увеличения нагрузки котлоагрегата, вызывающего бурное парообразование в барабане и заброс воды в пароперегреватель; вспенивания и бросков воды из-за неудовлетворительного качества котловой воды (избыток щелочности, наличие механических примесей, повышенное, содержание нефтепродуктов); нарушения плотности пароохладителей поверхностного .типа; нарушения работы регулятора соответствия в схеме регулирования прямоточного котлоагрегата (в этом случае в зависимости от характера несоответствия может иметь место также повышение температуры пара).
Резкое повышение температуры пара обычно вызывается нарушением топочного режима из-за повышения избытка воздуха при наличии преимущественно конвективных ступеней пароперегревателя, перемещения вверх ядра факела, подачи в топку некондиционной пыли крупного помола, резкого снижения температуры питательной воды при аварийном отключении регенеративных подогревателей питательной воды. Влияние этих факторов на температуру перегрева пара рассмотрено в § 2.6. Причиной резкого повышения температуры пара может быть также форсировка топки для быстрого набора нагрузки, при которой возникает несоответствие в условиях теплообмена между продуктами сгорания и различными поверхностями нагрева. Подобное явление наблюдается, в частности, при чрезмерной форсировке топки, которой предшествовало аварийное ее погасание.
Резкие изменения давления пара могут иметь место вследствие нарушения циркуляции воды и питания котлоагрегата водой.
3. Нарушения циркуляции и вызываемые ими повреждения.' К числу нарушений циркуляции для котлов с естественной циркуляцией относятся расслоение пароводяной смеси, недостаточная скорость циркуляции, сопровождающаяся выпадением шлама, неравномерное распределение воды по трубам, образование свободного уровня воды в трубках, неудовлетворительная гидродинамика в циркуляционных трубах, нарушения циркуляции и опрокидывании ее при резких изменениях давления в котлоагрегате.
Расслоение пароводяной смеси может произойти в слабонаклонных трубах циркуляционного контура, в особенности при значительных понижениях нагрузки. Возможные режимы движения пароводяной смеси в горизонтальных трубах показаны на рис. 6.1. Наиболее опасным является «пробковое» движение (схема в), которое сопровождается значительным повышением температуры верхней образующей трубы.
Недостаточная скорость циркуляции может иметь место в отдельных трубах циркуляционного контура по причине тепловой разверки и низкого тепловосприятия этих труб.
Неравномерное распределение воды по трупам циркуляционного контура происходит вследствие тепловой разверки в топке, неравномерного тепловосприятия труб, неудачной конструкции, большого числа параллельно работающих труб, соединенных общими коллекторами и работающих в разных с точки зрения гидравлики и теплообмена условиях. Предельным случаем подобного нарушения является «опрокидывание» циркуляции в отдельных трубах, когда вода движется вниз, а пузырьки пара, выделившиеся из пароводяной смеси, вверх.
Образование свободного уровня может иметь место в отдельных трубах, по которым пароводяная смесь поступает в барабан выше уровня воды в нем. Условием для возникновения подобного нарушения является сильно заторможенная циркуляция в отдельных трубах. Свободный уровень воды образуется при неравномерном шлаковании, тепловой разверке в топке, пульсации и обрыве факела.


Рис. 6.1. Три режима движения пароводяной смеси в горизонтальной трубе:
а движение жидкости при малом парообразовании; б «лотковое» движение при раздельном омывании водой и паром стенок труб; в «пробковое» движение при периодическом омывании паром и водой верхней части труб.

Кавитация в водоопускных трубах попадание в опускные трубы циркуляционного контура паровых пузырей может иметь место в результате поверхностной кавитации, при которой на поверхности воды в барабане котла образуется воронка и происходит подсос пара в трубы из парового пространства барабана. Образование пара над поверхностью воды может быть также следствием внутренней кавитации, при которой происходит образование «паровых пробок» в условиях неравномерной, пульсирующей циркуляции. Для предотвращения кавитации рекомендуется выбор минимальной высоты уровня воды осуществлять, согласно условию:


Рис. 6.2. Максимальная расчетная скорость снижения давления в котлоагрегате р, при которой отсутствует самоиспарение в опускных трубах, в зависимости от скорости воды в водоопускных трубах (начальное давление 9,8 МПа, внутренний диаметр труб 64 мм):
1, 2, 3, 4, 5 угол наклона трубы к горизонту соответственно 90, 60, 45, 35 и 30,

13 EMBED Equation.3 1415

где w скорость воды в трубах, м/с.
Нарушение циркуляции возможно и при резких изменениях давления в котлоагрегате. В период резкого снижения давления происходит самоиспаренйе части воды в подъемных (обогреваемых), а в некоторых случаях и в опускных трубах. Примерные величины максимально допустимой скорости падения давления по условию предотвращения самоиспарения приведены на рис. 6.2. Самоиспарение тем более вероятно, чем выше уровень рабочего давления, и может стать опасным в тех случаях, когда относительная скорость образующегося пара приблизится к скорости движения воды вниз в опускных трубах. Гораздо существеннее на надежности циркуляции сказывается резкое повышение давления. В практике эксплуатации подобные резкие повышения давления наблюдаются в результате форсировки топки, которой предшествовало аварийное снижение давления. При резком повышении давления значительно возрастает экономайзерная высота подъемных труб. Испарение в эти моменты происходит только в верхней части труб, что способствует опрокидыванию циркуляции, образованию в менее обогреваемых трубах «пробкового» режима движения воды, появлению в отдельных трубах свободного уровня воды. Повреждения котлоагрегатов, связанные с нарушениями циркуляции, проявляются в виде разрыва или раздутия экранных труб и по своему характеру и развитию являются наиболее серьезным видом повреждения котельных агрегатов.
К числу основных эксплуатационных мероприятий по предотвращению нарушений циркуляции можно отнести: соблюдение нормального топочного режима, исключающего наличие неравномерного обогрева экранных труб, больших локальных теплонапряжений ; бесшлаковочный режим и своевременная расшлаковка топки, исключающие неравномерное покрытие шлаком отдельных труб экрана; качественное регулирование параметров пара, своевременное принятие мер в аварийных ситуациях для предотвращения резкого понижения давления, исключение случаев резкого повышения давления (ориентировочной величиной допустимой скорости подъема давления на работающем котлоагрегате может быть 0,1 МПа за 2 мин); качественное регулирование нагрузки котлоагрегата с целью исключения резких отклонений параметров пара; соблюдение требования допустимого эксплуатационного диапазона нагрузки котлоагрегата; особенно важно не допускать снижения нагрузки ниже допустимого минимума по условиям надежности циркуляции (этот минимум колеблется в пределах 0,30,7 номинальной нагрузки в зависимости от типа котлоагрегата и вида топлива); строгое соблюдение требований к растопочному режиму, при котором более вероятными являются условия для неравномерного обогрева экранных труб вследствие низкой тепловой нагрузки.
Нарушения циркуляции возможны и в прямоточных котлоагрегатах. Эти нарушения связаны главным образом с гидродинамической разверкой параллельно работающих труб. В силу специфики гидродинамического режима многовитковых прямоточных котлоагрегатов большое значение имеют равномерность распределения воды по параллельно включенным виткам и примерно одинаковая величина их тепловосприятия. При спиральном расположении экранных труб в топке неоднородность обогрева отдельных труб в значительной степени выравнивается, однако все же она достигает 10%. Разница значений коэффициентов сопротивления отдельных витков тоже достигает 10%. Поэтому для прямоточных котлоагрегатов выполнение всех требований по обеспечению нормального топочного режима, поддержанию чистоты поверхностей нагрева и параметров пара не менее актуально, чем для барабанных. Для прямоточных котлоагрегатов одним из методов выравнивания гидродинамики параллельных витков является их дросселирование. Для котлов с естественной циркуляцией выравнивание гидродинамики экранных труб достигается их максимальным секционированием.
Весьма существенным является то обстоятельство, что нарушения циркуляции (гидродинамики) в большинстве случаев не сразу проявляются в виде повреждений труб, а ведут к образованию, развитию и накоплению очагов пониженной надежности (образование отдушин на трубах и изменение структуры металла вследствие перегрева), которые с течением времени приводят к разрыву труб и аварийному останову котлоагрегата.
4. Воспламенение уноса или сажи и взрыв газов или угольной пыли в газовом тракте котлоагрегата. Несгоревшие частицы топлива постепенно накапливаются в газоходах до момента появления условий, благоприятствующих их воспламенению. Часто воспламенение отложений происходит через некоторое время после останова котлоагрегата в результате появления в газоходе свободного кислорода. Начавшееся горение развивается интенсивно, сопровождается быстрым возрастанием температуры и может привести к повреждению воздухоподогревателя и металлических газоходов. Загорание обнаруживается персоналом по повышению температуры в газовом тракте (для этой цели находят применение сигнализаторы температуры), а также визуально путем выявления очагов тления отложений" при осмотре газоходов через специальные лючки. Для ликвидации горения уноса и сажи необходимо немедленно погасить котлоагрегат, остановить все тягодутьевые механизмы, перекрыть газовые и воздушные заслонки и применить средства пожаротушения (подача воды и пены в газоход).
Профилактическим средством против пожара в газоходе служит регулярная очистка поверхностей нагрева и газоходов.
Взрыв газов или угольной пыли является следствием поступления в газоходы несгоревшей угольной пыли или горючих газов и их воспламенения. При незначительных масштабах взрыв имеет характер хлопка с раскрытием взрывных клапанов на газовом тракте. В практике эксплуатации встречаются и серьезные повреждения конструкций котлоагрегатов и трубных систем при подобных взрывах. В качестве профилактического мероприятия против взрывов используется вентиляция газоходов перед растопкой котлоагрегата, в том числе после погасания топки вследствие нарушения режима, а на остановленном котлоагрегате должны быть приняты меры к исключению поступления топлива в топку.
5. Повреждения труб поверхностей нагрева котлоагрегата. Они могут быть следствием перегрева, в том числе из-за нарушений циркуляции, из-за дефектов металла и сварки, золового износа, наклепа в результате работы дробевой очистки. Повреждения могут иметь вторичный характер (повреждения истекающей струей). При незначительных повреждениях (образование свища), которые не сопровождаются большой потерей воды и пара и не угрожают быстрым развитием аварии (повреждение соседних труб, размыв обмуровки водой), при необходимости допускается кратковременное оставление котлоагрегата в работе до включения резервного. При разрывах труб, сопровождающихся большой потерей воды и пара, котлоагрегат необходимо немедленно остановить. При значительных потерях воды питание водой остановленного котлоагрегата производить не следует, так как это приводит к резкому охлаждению металла, к разрушению обмуровки и к последующему развитию наружной коррозии труб.
Основными профилактическими мероприятиями по предотвращению повреждения труб являются контроль металла и своевременное выявление и устранение его дефектов, исключение нарушений режима, сопровождающихся значительными повышениями температуры, нарушениями циркуляции, предотвращение значительных тепловых разверок, своевременное выявление выбегов температуры и устранение их причин.
Аварийный останов котлоагрегата производится, как правило, действием средств защиты, а при их отказе выполняется персоналом.
Согласно ПТЭ [60], котлоагрегат должен быть немедленно остановлен в случаях: прекращения действия всех питательных устройств (насосов), недопустимого повышения или понижения уровня воды в барабане или выхода из строя всех водоуказательных приборов; выхода из строя всех расходомеров питательной воды прямоточного котлоагрегата (если при этом возникают нарушения, требующие подрегулировки питания) или прекращения питания любого из потоков прямоточного котла на время более 30с; разрыва труб пароводяного тракта или обнаружения трещин и свищей в паропроводах и паровой арматуре; недопустимого повышения давления в пароводяном тракте и отказа в срабатывании предохранительных клапанов; недопустимого повышения или понижения давления в тракте прямоточного котла до встроенных задвижек; погасания факела в топке или недопустимого понижения давления газа или мазута за регулирующим клапаном; отключения всех дымососов или дутьевых вентиляторов или всех регенеративных воздухоподогревателей; взрыва в топке или газоходах, загорания горючих отложений, разогрева докрасна несущих балок каркаса, при обвале обмуровки, а также других повреждениях, угрожающих персоналу или оборудованию; прекращения расхода пара через промежуточный пароперегреватель. Здесь перечислены случаи, требующие немедленного останова котлоагрегата во избежание больших повреждений.
Упуск воды из барабана может привести к массовым пережогам экранных труб. Не менее опасным является и перепитка котлоагрегата водой. Если своевременно не принять меры к останову котлоагрегата при его перепитке, может произойти заброс воды в пароперегреватель, что в лучшем случае вызовет резкое снижение температуры перегретого пара и появление значительных температурных напряжений в толстостенных элементах, а также может привести к недопустимому относительному укорочению ротора турбины. При значительных ее размерах перепитка может явиться причиной непосредственного заброса воды в турбину (гидравлического удара) и повреждения проточной части.
Промедление с остановом котлоагрегата при обнаружении свищей и трещин в паропроводах и паровой арматуре, помимо опасности быстрого развития повреждений, представляет опасность и для обслуживающего персонала.
Разрыв экранной или пароперегревательной трубы определяется по резкому шуму и выбиванию газов из лючков топки и, газоходов, а также по большому расхождению показаний расхода воды и пара и снижению разрежения вверху топки. Разрыв экранной трубы сопровождается резким снижением уровня воды в барабане и давления пара.
Недопустимое по условиям прочности поверхностей нагрева повышение давления перед встроенной задвижкой прямоточного котлоагрегата может произойти при ее закрытии, а при пусках из-за закрытия дроссельных клапанов на линии сброса среды к сепаратору. При резком снижении давления до встроенной задвижки обычно появляется пульсация среды в трубах нижней радиационной части, что может привести к пережогу отдельных труб. При погасании факела в топке немедленный останов котлоагрегата с прекращением подачи топлива в топку необходим во избежание взрыва в топке, который сопровождается большими разрушениями. Включение котлоагрегата в работу можно производить после вентиляции топки и газоходов в течение примерно 10 мин. При недопустимом снижении давления мазута резко ухудшается работа форсунок и нарушается топочный режим. Несгоревший мазут сепарируется на поду топки и поверхностях нагрева, что может привести к взрыву.
Прекращение подачи воздуха при останове дутьевых вентиляторов или прекращение его нагрева при останове регенеративных воздухоподогревателей вызывает резкое снижение параметров пара и заброс несгоревшего топлива в топку и газоходы. При останове дымососов происходит выброс газов в помещение котельной.
Обеспаривание промежуточного пароперегревателя может привести к пережогу его поверхностей нагрева и является следствием закрытия запорных задвижек или открытия предохранительных клапанов холодного промперегрева.
Котлоагрегат должен быть также остановлен персоналом в течение времени, определяемого конкретными условиями (степень повреждения, наличие резерва и т. п.), в случаях: обнаруживания свищей в трубах поверхностей нагрева, питательных трубопроводах, течи и парения в арматуре, фланцевых и вальцовочных соединениях, недопустимого повышения температуры металла поверхностей нагрева, если снизить температуру изменением режима работы котлоагрегата не удается; выхода из строя всех дистанционных указателей уровня воды в барабане; резкого ухудшения качества питательной воды по сравнению с установленными нормами. Перечисленные случаи не требуют немедленного останова котлоагрегата. Однако следует иметь в виду, что длительная работа с указанными повреждениями может привести к тяжелым последствиям и аварийному останову котлоагрегата. Так, при длительной работе со свищом в трубе могут возникнуть повреждения соседних труб, попавших под струю пара или воды. Течи в арматуре и фланцевых соединениях также могут привести к значительным повреждениям, в первую очередь уплотняющих поверхностей. Длительная работа поверхностей нагрева с превышением температуры металла выше допустимой может явиться причиной их повреждения и аварийного останова котлоагрегата.
Нарушение норм качества питательной и котловой воды приводит к ухудшению качества пара и интенсивному отложению накипи на поверхностях нагрева, что может явиться причиной их пережога. Поэтому, если принятые меры по быстрому выявлению и устранению причин нарушения норм качества воды не дают результата, котлоагрегат должен быть остановлен.
Для обеспечения своевременного обнаружения нарушений режима и отключения оборудования котельных установок применяются предупредительная технологическая сигнализация, технологическая защита и блокировка [49, 67].
6.4. Аварийные режимы работы турбины
Аварийные режимы работы турбины характеризуются опасным изменением состояния турбоагрегата и возникновением ситуаций, которые могут привести к повреждению отдельных элементов турбинной установки. При возникновении аварийного режима турбина останавливается или незамедлительно выполняются операции по предупреждению опасного развития ситуации.
Особую опасность представляют случаи разгона турбины, когда резко (пропорционально квадрату скорости вращения) возрастают напряжения от центробежных сил в деталях ротора, а также ситуации, при которых могут возникнуть повреждения элементов турбины и сильные задевания в проточной части. Причинами таких повреждений могут быть гидравлические удары в турбине, а также аварийные режимы, характеризующиеся внезапным появлением сильной вибрации, недопустимыми величинами осевого сдвига и относительного изменения длины ротора, прослушиванием ударов в проточной части. В этих случаях требуется немедленный останов турбины с ускоренным торможением ротора, что достигается за счет срыва вакуума в конденсаторе. Останов со срывом вакуума необходим также при аварийном нарушении режима работы системы смазки, когда появляется опасность возникновения сухого трения вала в подшипниках и их выплавления.
Необходимость срыва вакуума при останове турбины определяется местной инструкцией в соответствии с указанием завода-изготовителя. Обычно аварийный останов со срывом вакуума производится в следующих оговоренных случаях: при повышении скорости вращения турбины сверх предела уставки срабатывания автомата безопасности; при недопустимых осевом сдвиге и относительном изменении длины ротора; при недопустимом (до третьего предела) снижении давления масла в системе смазки или уровня в масляном баке, а также при недопустимом (до 75° С) повышении температуры масла на сливе из любого подшипника; при внезапном появлении сильной вибрации турбоагрегата; при слышимых металлических звуках и необычных шумах внутри турбины; при появлении искр или дыма из подшипников и концевых уплотнений турбины или генератора; при воспламенении масла на турбине и невозможности немедленно ликвидировать пожар имеющимися средствами; при появлении признаков гидравлического удара в турбине. Признаками гидравлического удара являются резкое снижение температуры свежего пара, появление влажного пара из фланцев регулирующих клапанов, металлический шум и удары в турбине, а также гидравлические удары в паропроводах свежего пара и линии промперегрева.
Заброс воды в турбину может также произойти по паропроводу отбора в случае разрыва трубок, переполнения корпуса подогревателя и неполного закрытия обратного клапана на паропроводе. При этом возникают гидравлические удары в паропроводе отбора и происходят резкое снижение температуры нижней части цилиндра и его коробление. При забросе воды в турбину может произойти резкое увеличение осевого усилия и выплавление упорного подшипника с последующим осевым сдвигом. Поэтому при наличии хотя бы одного признака заброса воды турбина должна быть экстренно остановлена и тщательно прослушена. Если при выбеге ротора будут слышны задевания в проточной части, турбину следует вывести в ремонт.
Аварийный останов турбины без срыва вакуума производится в случаях, когда для предупреждения опасного развития ситуации достаточно прекратить подачу пара в турбину и отключить генератор, а именно: при аварийном изменении параметров свежего пара и пара промперегрева, а также недопустимом ухудшении вакуума; при перегрузке последней ступени турбины с противодавлением; при внезапном падении давления водорода, если нельзя быстро ликвидировать утечку, а также уменьшении перепада давления «масло водород» в системе уплотнения генератора ниже предельной величины; при появлении дыма из генератора или возбудителя.
Влияние изменения начальных и конечных параметров пара, а также величины противодавления на экономичность и надежность паротурбинных установок рассмотрено в § 2.5. Выход этих параметров за определенные пределы опасен из-за возможности перегрузки отдельных ступеней турбины, снижения длительной прочности металла, недопустимого изменения осевых зазоров и задеваний в проточной части, роста осевых усилий и чрезмерного разогрева цилиндра низкого давления и появления сильной вибрации.
Аварийное уменьшение перепада давления «масло водород» может явиться причиной разуплотнения генератора и большой утечки водорода, который в определенной пропорции с воздухом образует взрывоопасную смесь.
Появление искр или дыма из генератора, работающего с воздушным охлаждением, является признаком пожара обмоток генератора. В этом случае после отключения генератора и гашения магнитного поля необходимо принять немедленные меры для тушения пожара.
Турбина также должна быть разгружена или остановлена в течение времени, определяемого главным инженером ТЭС, в следующих случаях [60]: при обнаружении неисправностей в системе регулирования, препятствующих нормальной работе турбины, например при заедании стопорных, регулирующих клапанов, поворотных диафрагм или обратных клапанов отборов; при нарушении нормальной работы вспомогательного оборудования, схемы и коммуникаций установки, если устранение причин нарушений невозможно без останова турбины, например в случае появления парения или течи воды в элементах тепловой схемы, если нельзя отключить поврежденный участок; при обнаружении свищей в трубопроводах пара, основного конденсата и питательной воды, а также в маслопроводах. Кроме того, турбина должна быть остановлена при значительном нарушении водяной плотности конденсатора, что может привести к попаданию больших количеств солей жесткости в питательный тракт паротурбинной установки.
В значительной части рассмотренных случаев аварийного останова со срывом и без срыва вакуума происходит срабатывание соответствующих средств защиты турбоагрегата и автоматическое закрытие стопорных и регулирующих клапанов. После этого следует выполнить все другие необходимые операции по останову турбины.
Аварийные ситуации могут возникнуть также при набросах и сбросах нагрузки, отключении подогревателей питательной воды, потере напряжения в линиях собственных нужд [35].
Внезапный наброс нагрузки может произойти при понижении частоты в системе, ошибочных действиях обслуживающего персонала, неисправности системы регулирования, отключении группы ПВД. Если при этом нагрузка турбины превысит допустимую, ее необходимо уменьшить до исходной. Если наброс нагрузки произошел из-за снижения частоты в системе и мощность турбины не превысила допустимой величины, то разгружать турбину не следует. Во всех случаях наброса нагрузки турбину необходимо тщательно осмотреть и проверить.
Сброс нагрузки может быть частичным и полным. Причинами частичного сброса являются возрастание частоты в системе, неполадки в системе регулирования, резкое уменьшение давления свежего пара, ошибочные действия обслуживающего персонала. Если сброс нагрузки произошел не из-за увеличения частоты в системе, мощность турбины необходимо вернуть к прежнему значению.
Сброс нагрузки до холостого хода происходит при срабатывании электрических средств защиты. Система регулирования турбины должна удержать ее на холостом ходу, при этом скорость вращения турбины будет увеличиваться в соответствии с величиной степени неравномерности статической характеристики регулирования. Если степень неравномерности регулирования равна 4%, то при сбросе нагрузки до холостого хода скорость вращения турбины возрастет на 0,04-3000=120 об/мин. Однако мгновенное динамическое увеличение скорости вращения турбины в момент отключения генератора может быть существенно больше, достигая 200 об/мин и более.
Полный сброс нагрузки с закрытием стопорных, защитных и регулирующих клапанов (отключение турбины) происходит при срабатывании средств защиты турбины или производится обслуживающим персоналом при возникновении аварийных ситуаций. Если турбина отключена из-за ложной работы защиты или ошибочных действий персонала, то можно вновь открыть клапаны и нагрузить ее.
При сбросах нагрузки необходимо тщательно контролировать скорость вращения, приводя ее к номинальной величине с помощью синхронизатора. Если система регулирования не может удержать турбину на холостом ходу, то должен срабатывать автомат безопасности и автоматически перекрываться доступ пара в турбину. В случае отказа автомата безопасности турбина должна быть экстренно отключена вручную, причем последующий пуск турбины запрещается до устранения неисправности в автомате безопасности.
При отключении какого-либо регенеративного подогревателя (или группы подогревателей) растет расход пара через ступени турбины, расположенные после данного отбора. При этом возможна перегрузка, в частности последней ступени. Для предупреждения этого необходимо выдерживать заданные заводом-изготовителем предельные величины нагрузки турбины и давления в регулирующей ступени при различных режимах работы системы регенерации, в том числе при отключенных группах ПВД и ПНД, а также при полностью отключенной системе регенерации.
В случае полной потери напряжения в линиях собственных нужд нормальная работа паротурбинных установок становится невозможной, и требуется их останов. Для обеспечения надежного останова турбин в таких условиях масляные насосы смазки имеют аварийный привод постоянного тока от аккумуляторных батарей. При частичной потере напряжения собственных нужд возможна работа паротурбинных установок со сниженной нагрузкой.
6.5. Занос солями и контроль состояния проточной части турбины
В процессе эксплуатации, состояние и экономичность проточной части паровых турбин могут существенно изменяться за счет разработки уплотнений, эрозии лопаточного аппарата и т. п. Значительное снижение экономичности и надежности вызывается отложениями в турбине солей. При отложении солей в каналах сопловых и рабочих решеток происходят перераспределение тепловых перепадов по ступеням и снижение их к. п. д. за счет отклонения режима работы от расчетного. Одновременно отложение солей увеличивает шероховатость поверхности и вызывает заметное увеличение профильных потерь, особенно в ступенях высокого давления. Выпадение солей в каналах сопловых решеток увеличивает перепад давления на диафрагмах, приводит к повышению напряжений в них и увеличению утечек через диафрагменные уплотнения. Солевой занос каналов рабочих лопаток вызывает рост степени реактивности ступени, увеличивает утечки через разгрузочные отверстия дисков и радиальные уплотнения, а также может привести к значительному увеличению осевого усилия и перегрузке подшипника турбины.
Занос солями лабиринтовых уплотнений снижает эффективность их работы и приводит к увеличению протечек пара как через концевые, так и через диафрагменные уплотнения турбины. Выпадение солей в элементах парораспределения нарушает их нормальную работу и снижает надежность турбин. Например, при заносе штоков клапанов может произойти их зависание и как следствие разнос турбины при сбросах нагрузки.
В целом даже небольшая величина солевого заноса может привести к значительному снижению экономичности и надежности турбины (по данным Донецкого отделения ОРГРЭС, отложение 1 кг солей в проточной части ЦВД турбины К-100-90 приводит к снижению к. п. д. этого отсека на 1% абсолютный). Кроме того, отложения солей увеличивают сопротивление проточной части и приводят к уменьшению пропускной способности и мощности турбины.
Соли, выпадающие в турбинах, разделяются на водорастворимые (соединения натрия и частично кальция) и нерастворимые или плохо растворимые в воде (соединения кремния, железа, меди, магния, алюминия и частично кальция). Водорастворимые соединения попадают в проточную часть в основном за счет капельного уноса жидкости и более характерны для турбин среднего давления.
Водонерастворимые соединения выносятся в турбину за счет молекулярного уноса, возникающего вследствие растворимости солей и окислов в паре высокого давления, поэтому, их доля увеличивается с ростом давления пара перед турбиной. Если обложения в турбинах среднего давления в основном состоят из водорастворимых солей натрия, то в установках на 8,8 и 12,75 МПа существенная доля в твердых осадках принадлежит соединениям кремния и железа, а в турбинах сверхкритических параметров в значительных количествах откладываются соединения меди. Соединения меди появляются в паре в результате коррозии латунных трубок конденсаторов и подогревателей низкого давления. Они выпадают в ЦВД турбин и оказывают существенное влияние на экономичность вследствие малых сечений сопел и рабочих лопаток.
В целом переход к блокам сверхкритического давления усложнил проблему солевых отложений в связи с увеличением растворимости различных соединений в паре и применением исключительно прямоточных котлоагрегатов, из тракта которых эффективный вывод солей невозможен. Несмотря на жесткие требования к качеству питательной воды и пару, избежать солевого заноса турбин сверхкритического давления не удается.
Водонерастворимые соли отличаются способностью плотно соединяться с металлом турбины, что затрудняет их удаление. Водорастворимые соли образуют более рыхлые соединения, кроме того, турбины частично очищаются от водорастворимых солей при частых пусках' и остановах их в результате «самопромывания».
Наиболее распространенными методами удаления солей из проточной части турбин являются:
механическое удаление солевых отложений путем обдувки межлопаточных каналов воздухом с тонким сухим песком или золой, а также с помощью металлических щеток, наждачного полотна и др. Практикуется также помещение деталей турбин с плотными отложениями в ванны со слабым раствором кислот и щелочей. Такой способ чистки эффективен, однако требует вскрытия турбин, поэтому его периодичность согласуется со сроками проведения капитальных ремонтов;
промывка турбин влажным паром под нагрузкой, когда турбина не отключаемся от сети, а только производится снижение ее мощности до 2530% номинальной. Это позволяет сохранить высокую готовность турбины и надежность электроснабжения. Увлажнение пара осуществляется путем впрыска питательной воды в главный паропровод с помощью специального увлажнительного устройства, а в случае блочных установок за счет снижения тепловыделения в топке и использования эксплуатационных и аварийных впрысков. Промывка турбин влажным паром позволяет достаточно полно удалить только водорастворимые соли. Нерастворимые соединения удаляются лишь частично, главным образом за счет разрушения твердых отложений под воздействием термических напряжений, возникающих при расхолаживании турбины, и механического воздействия струи пара;
3) промывка турбины влажным паром с добавкой к нему химических реагентов. Такая промывка производится с отключением генератора при малых расходах пара, т. е. при пониженной скорости вращения турбины. Это позволяет уменьшить расход реагентов с сохранением их достаточной концентрации в паре. Под воздействием химических, реагентов, например пиперидина, плотные соединения металлов становятся рыхлыми и удаляются потоком влажного пара. В последнее время химическая промывка турбин находит все большее распространение и позволяет в значительной мере решить проблему удаления водонерастворимых солей из проточной части турбин без их вскрытия.
Контроль солевых отложений в турбинах обычно осуществляется путем измерения давления в контрольных ступенях. Повышение давления пара в данной контрольной точке турбины при неизменном .расходе пара (неизменном положении регулирующих клапанов) свидетельствует о повышении сопротивления последующих ступеней, а значит, о возможном заносе их солями. В качестве контрольных используют давления в камере регулирующей ступени и в некоторых регенеративных отборах. Относительное повышение давления в контрольной точке
13 EMBED Equation.3 1415
согласно ПТЭ [60], не должно превышать 1015% (р3, рч давление в одних и тех же контрольных ступенях при занесенной и чистой проточной части). Такой метод контроля не отличается высокой точностью и' чувствительностью вследствие зависимости давления в контрольных ступенях от начальных параметров пара, расхода воды через систему регенерации и не позволяет непосредственно оценить изменение к. п. д. проточной части как основного показателя ее состояния. Поэтому в последнее время для контроля состояния проточной части с точки зрения заноса ее солями и других возможных изменений все более широкое применение находит метод упрощенных тепловых испытаний (так называемых экспресс-испытаний) турбин, позволяющий с достаточной точностью оценить относительное изменение к. п. д. турбин в процессе эксплуатации [86].
Сущность этого метода состоит в получении зависимости приведенного давления пара в контрольных ступенях 13 EMBED Equation.3 1415 от приведенной мощности турбины 13 EMBED Equation.3 1415. Приведенные величины давления и мощности получают путем приведения опытных величин к сопоставимым (номинальным) условиям. Для облегчения приведения измеренных величин к номинальным условиям и повышения точности конечного результата опыты по оценке изменения состояния проточной части выполняются при отключенной системе регенерации и неизменном положении органов парораспределения с достаточно узким допустимым диапазоном изменения параметров пара (температура должна изменяться в пределах не более + 8°С, а давление ±5%).
Приведение электрической мощности производится по формуле
13 EMBED Equation.3 1415 (6.1)
где А коэффициент, учитывающий изменение расхода пара на турбину из-за отклонения начальных параметров пара при неизменном положении регулирующих клапанов:
13 EMBED Equation.3 1415
р0, v0, р2 начальные параметры пара и конечное давление на выходе из турбины (степень «н» означает номинальные параметры пара, «оп» опытные). Если пренебречь влиянием конечного давления, что допустимо для конденсационных турбин, то
13 EMBED Equation.3 1415
Коэффициент р дает поправку к мощности на изменение тепло-перепада на турбину в связи с отклонением начальных параметров пара от номинальных и определяется как
13 EMBED Equation.3 1415
где at относительное (в процентах номинального) изменение теплоперепада на турбину.
Абсолютная величина изменения располагаемого теплоперепада при этом может определяться с помощью iS -диаграммы как изменение перепада тепла при отклонении начальной температуры от номинальной до некоторой условной 13 EMBED Equation.3 1415 представляющей начальную температуру «фиктивного» процесса с номинальным начальным давлением и той же начальной энтальпией, что и в условиях опыта, т. е.
13 EMBED Equation.3 1415
где iн0, iоп0 начальная энтальпия пара при номинальных параметрах и в условиях опыта; Ср теплоемкость пара.
Поправка к мощности турбины на отклонение конечного давления определяется, исходя из величины приведенного давления:
13 EMBED Equation.3 1415
и может быть найдена с помощью «универсальной» кривой поправок на вакуум или по относительному изменению срабатываемого в турбине перепада тепла.


Рис. 6.3. Поправочные коэффициенты к мощности (а) и к давлению (б) при включенных ПНД1 (линия 1) и ПНД2 (линия 2) для турбины К-160-130 в зависимости от нагрева воды в ПНД.



Формула (6.1) записана применительно к турбоустановкам без промежуточного перегрева пара при отключенной системе регенерации. При наличии промперегрева к электрической мощности турбоагрегата необходимо ввести поправки 13 EMBED Equation.3 1415 и 13 EMBED Equation.3 1415 на отклонение от номинальных значений температуры промперегрева' и падения давления в тракте промперегрева, которые также определяются по относительным измерениям перепада тепла на турбину, т. е. так же, как и 13 EMBED Equation.3 1415. Кроме того, экспресс-испытания обычно не удается провести при полностью отключенной регенерации, и в работе остаются один-два ПНД. Поэтому для приведения опытных значений мощности к условиям работы турбины с полностью отключенной регенерацией вводится поправочный коэффициент 13 EMBED Equation.3 1415, величина которого определяется расчетным путем как 13 EMBED Equation.3 1415 где Ni,-недовыработка мощности соответствующего отбора. Для турбины К-160-130 значения 13 EMBED Equation.3 1415 приведены на рис. 6.3, а.
Тогда в общем виде выражение для приведения мощности примет вид
13 EMBED Equation.3 1415
Приведение к номинальным условиям давления в контрольной ступени производится по формуле
13 EMBED Equation.3 1415
где 13 EMBED Equation.3 1415 поправка, учитывающая влияние включенных во время опыта ПНД (рис. 6.3, б); 13 EMBED Equation.3 1415 коэффициент, учитывающий изменение температуры пара перед контрольной ступенью при ухудшении к. п. д. предшествующих ступеней. Коэффициент 13 EMBED Equation.3 1415 вводится, если в результате испытаний достоверно выявлено значительное (на 35%) изменение экономичности проточной части. Значения 13 EMBED Equation.3 1415 определяются по известной зависимости СтодолаФлюгеля.
Для турбин с промперегревом необходимо также ввести поправку на отклонение температуры промперегрева.
Для оценки изменения экономичности турбины в качестве контрольной ступени выбирается ступень низкого давления или одна из, последних ступеней части среднего давления турбины, которые менее подвержены заносу солями и на давление перед которыми реальное изменение зазоров практически не влияет. При этом контрольная ступень вместе с последующими ступенями играет роль расходомерного устройства, а давление перед нею 13 EMBED Equation.3 1415 однозначно определяет расход пара через турбину.
Получаемая в результате экспресс-испытаний зависимость 13 EMBED Equation.3 1415 является основной характеристикой состояния проточной части. Эта зависимость для всех случаев линейная, но угол наклона ее зависит от к.п.д. турбины. Увеличение угла наклона зависимости 13 EMBED Equation.3 1415свидетельствует о соответствующем снижении экономичности проточной части, причем изменение к.п.д. за период времени между испытаниями
13 EMBED Equation.3 1415
(индекс нуль относится к исходному (в начальный период) состоянию турбины).
При экспресс-испытаниях строятся зависимости 13 EMBED Equation.3 1415
для нескольких ступеней. Сравнивая их, можно оценить характер изменения проточной части различных цилиндров. Например, относительно большее увеличение угла наклона зависимостей 13 EMBED Equation.3 1415 для ступеней ЧВД, чем для ступеней ЧНД, свидетельствует о заносе промежуточных ступеней солями. При обратном характере изменения зависимостей 13 EMBED Equation.3 1415 можно предположить местное повреждение проточной части (или уплотнений) с увеличением проходных ее сечений.
В целом экспресс-испытания дают возможность оперативно и с малыми затратами сил и времени оценить изменения состояния и экономичности проточной части турбины в процессе эксплуатации. Они позволяют также более объективно оценить качество ремонтов турбоагрегатов и обоснованно установить необходимую периодичность их проведения.
6.6. Основы эксплуатации топочных устройств котельных агрегатов
1. Общие положения
Обеспечение эффективного протекания процесса горения топлива базируется на правильной организации аэродинамики топки, определяемой ее конструкцией, видом и способом сжигания топлива, и предупреждении шлакования топки. Важнейшими режимными факторами являются коэффициент избытка воздуху в топке, правильное соотношение между первичным и вторичным воздухом, оптимальные скорости воздуха.
Работа топочных устройств характеризуется видимым тепло-напряжением топочного объема
13 EMBED Equation.3 1415
где В расход топлива, кг/с; 13 EMBED Equation.3 1415 располагаемое тепло топлива, Дж/кг (кДж/м3); Vт объем топочной камеры, м3.
С повышением Vy растет температура газов на выходе из топки, что при сжигании зольных топлив может привести к шлакованию пароперегре-
вательных поверхностей нагрева и радиационных поверхностей нагрева в топке. При шлаковании топки тепловосприятие радиационных поверхностей нагрева уменьшается, увеличивается тепловая разверка для отдельных труб, снижаются паропроизводительность и экономичность котлоагрегата. Поэтому большое значение имеет эффективное использование обдувочных устройств для обдувки топочных, фестонных и ширмовых поверхностей нагрева.
Должны приниматься также меры для обеспечения равномерного распределения температуры и однородности газового потока по сечению топки, что достигается за счет равномерной загрузки горелочных устройств и индивидуального контроля за работой каждой горелки.
Влияние состава и качества топлива и основных режимных факторов на работу котлоагрегатов было рассмотрено в гл. .2. Ниже приводятся особенности эксплуатации различных видов топочных устройств.
2. Эксплуатация топок с прямым вдуванием пыли
Камерные топки с прямым вдуванием пыли могут сочетаться с различными размольными устройствами. Наиболее характерным видом подобных топок являются шахтно-мельничные. На экономичность топочного процесса шахтно-мельничной топки влияют тонкость и влажность пыли, избыток воздуха в топке, соотношение и скорость подачи первичного и вторичного воздуха и тепловые нагрузки топочного пространства. Угрубление помола сопровождается, с одной стороны, уменьшением расхода энергии на размол топлива, с другой повышением потерь от механического и химического недожогов топлива. Схема определения наивыгоднейшей тонины помола показана на рис. 6.4. Оптимальная тонина соответствует минимальной величине
13 EMBED Equation.3 1415

где с/п относительный расход тепла на размол топлива, т. е. доля топлива, затрачиваемого на получение электроэнергии, необходимой для размола топлива.

Рис. 6.4. Определение наивыгоднейшей тонины помола.
Для шахтно-мельничных топок практикуется разделение вторичного воздуха на несколько потоков: верхний, нижний и задний. Верхний вторичный воздух, подаваемый через верхние сопла, полезен при больших нагрузках топки и в случаях необходимости снижения ядра факела (направления
его наклонно вниз). Нижний воздух предотвращает сепарацию топлива, опускание факела и шлакование нижней части топки. Задний воздух необходим для мощных топок, имеющих значительную глубину, способствует более равномерному заполнению топки, обеспечивает питание кислородом наиболее интенсивно горящей зоны факела и предотвращает шлакование задней стенки за счет смещения ядра факела в глубь топки. Задачей эксплуатации является правильное использование и поддержание необходимых параметров для всех потоков воздуха в соответствии с отработанными режимными картами.
При правильной работе топки горение начинается на небольшом расстоянии (примерно 0,5 м) от выходного сечения амбразуры и заканчивается до экранных труб, цвет пламени ярко-соломенный, факел не должен иметь горящих мушек, указывающих на наличие в потоке грубых частиц, и темных полос, являющихся результатом недостатка воздуха или неправильного его распределения.
При прямом вдувании пыли применяются и другие размольные устройства мелющие вентиляторы при сжигании влажных бурых углей и фрезерного торфа, а также среднеходные и шаровые барабанные мельницы.
3. Эксплуатации топок с промежуточным бункером
Наиболее важным фактором для таких топок является воздушный режим, определяемый общим избытком воздуха ат и соотношением первичного и вторичного воздуха. С увеличением выхода летучих в топливе необходимо увеличивать ат и подачу первичного воздуха, чтобы обеспечить требуемую скорость и полноту их выгорания. Увеличение ат понижает д3, однако при чрезмерном увеличении избытка воздуха процесс горения ухудшается из-за понижения его температурного уровня.
Сжигание низкореакционных углей (АШ, Т) связано со специфическими трудностями, обусловленными пониженной устойчивостью процесса горения. Сниженная интенсивность воспламенения пыли ведет к замедлению начала образования факела и увеличению времени, потребного для ее выгорания. Для улучшения топочного процесса необходимо обеспечивать исправное состояние зажигательного пояса в области горелок, выполняемого на ошипованных экранах нанесением карборундовой (или хро-митовой, что хуже) массы и обеспечивающего повышение температуры в области ядра факела. Большое значение имеет состояние горелочных устройств. Насадки горелок и сами амбразуры должны в эксплуатации сохранять правильную первоначальную форму. Обгорание насадок и амбразур приводит к смещению факела, сепарации топлива, шлакованию, температурным разверкам. Важнейшим условием для обеспечения длительной работоспособности горелочных устройств является выдерживание отработанного и заданного режимными картами аэродинамического режима (скоростей и расходов воздуха) при всех режимах работы котлоагрегата. Особо опасным для горелочных устройств является режим нахождения их в резерве, когда охлаждение их деталей может быть нарушено. Поэтому отключение горелок крайне нежелательно.
Наличие промежуточного бункера для пылевого топлива позволяет лучше использовать размольные устройства за счет возможности их работы с полной нагрузкой и останова в случае необходимости в резерв. Неправильная эксплуатация пылевого бункера может вызвать нарушение работы топки вследствие неравномерной подачи пыли.
4. Особенности эксплуатации топок с жидким шлакоудалением
Для топок с жидким шлакоудалением характерны наличие утепленного пода, устройств для выпуска и приема расплавленного шлака и его гранулирования, а также повышенный уровень теплонапряжения для обеспечения высокой температуры в топке, достаточной для плавления шлака. К достоинствам топки с жидким шлакоудалением следует отнести повышение надежности топки с точки зрения шлакования, теплонапряжения и мощности топки, устойчивости топочного процесса, экономичности агрегатов за счет уменьшения уноса и снижения топочных потерь, а также появление возможности использования более грубой пыли, что снижает расход электроэнергии на размол.
В процессе эксплуатации топки с жидким шлакоудалением нужно учитывать и следующие ее недостатки: 1) более ограниченный диапазон нагрузок и как следствие понижение маневренности котлоагрегата. Нельзя допускать работу с нагрузкой ниже установленного минимума (6070%) во избежание нарушения процесса удаления расплавленного шлака вследствие его застывания при уменьшении температуры в топке, сопровождающем снижение нагрузки; 2) химическое взаимодействие шлака с материалом обмуровки и футеровки и разрушение последних вследствие этого (для уменьшения интенсивности этих процессов необходим соответствующий подбор состава обмуровочных материалов и футеровки); 3) появление увеличенных потерь с физическим теплом шлака вследствие увеличения доли золы, улавливаемой в топке. Имеются методы использования физического тепла шлаков, в частности тепла воды, в которой гранулируется и охлаждается шлак, однако это повышает стоимость установки. Использование шлака для промышленных целей может скомпенсировать увеличение потерь тепла; 4) недостаточную устойчивость выхода жидкого шлака для ряда топлив (при t>1500° С). Устойчивость выхода жидкого шлака может нарушиться также при сепарации топлива на под.
Причиной нарушения устойчивости выхода жидкого шлака может явиться изменение состава и качества топлива. «Длинные» шлаки, у которых вязкость плавно меняется при изменении температуры, более пригодны для жидкого шлакоудаления. Для углей с «короткими» шлаками целесообразно применять флюсующие добавки, выбираемые с учетом состава золы и понижающие вязкость шлака.
Применение топок с жидким шлакоудалением наиболее целесообразно при сжигании топлив с малым выходом летучих (АШ, Т). Для многозольных топлив переход на жидкое шлакоудаление также выгоден, так как облегчает условия золоулавливания и золоудаления.
Для улучшения режима шлакоулавливания в топке, выхода расплавленного шлака применяются двухкамерные топки, топки с предтопками (в частности, с циклонами). В первой камере или в предтопке имеют место повышенное теплонапряжение, более
высокие температурные уровни, более интенсивный тепло- и массообмен, в результате чего повышаются надежность и эффективность процессов улавливания и удаления шлака.
5. Особенности эксплуатации мазутных топок
Мазут сжигается в распыленном виде, для чего применяются механические или паровые форсунки. Мазут перед сжиганием должен быть подогрет до 100120° С для улучшения условий для его распыливания и воспламенения. Мазут легко воспламеняется и устойчиво горит ярким факелом. Для повышения экономичности, снижения вредных выбросов и низкотемпературной коррозии сжигание мазута должно производиться с малым избытком воздуха. Наиболее распространенной в настоящее время является работа с aт= 1,031,05. Однако даже такие относительно малые избытки воздуха не обеспечивают вполне надежной работы мазутных котлоагрегатов, поэтому имеет место тенденция перехода на работу с предельно низким ат = 1,011,02 и даже aт= 1,005. Понижение избытка воздуха приводит к снижению генерации серного ангидрида S0з и температуры точки росы, при которой происходит конденсация влаги и паров серной кислоты на поверхностях нагрева воздухоподогревателя.
Для улучшения распыливания мазута применяется относительно высокий уровень рабочего давления мазута перед форсунками (2,53 МПа), и существует тенденция повышения как давления (до 6МПа), так и температуры (до 150200° С).
Есть два способа регулирования нагрузки мазутных котлоагрегатов: качественное и количественное. При качественном регулировании число работающих горелок остается постоянным. Изменение нагрузки достигается изменением подачи топлива и воздуха сразу во все горелки. При количественном регулировании изменяется число работающих горелок. При качественном регулировании снижаются скорость воздуха, давление мазута, замедляются процессы смешения топлива и воздуха, укрупняются капли мазута, увеличивается время их сгорания. Перечисленные факторы приводят к необходимости ограничения диапазона нагрузки и увеличения ат котлоагрегатов. Количественное регулирование тоже имеет свои недостатки: ухудшается заполнение топки факелом, увеличиваются температурные разверки.
Важнейшими задачами эксплуатации мазутных котлоагрегатов являются обеспечение равномерного распределения мазута и воздуха между горелками при поддержании минимального aт, выдерживание соответствия между количествами мазута и воздуха. Для этого на ряде установок применяются приборный контроль расхода мазута и воздуха на каждую отдельную горелку и соответствующее регулирование их соотношения. Большое значение имеют также мероприятия по ограничению присосов воздуха в топку, так как наличие заметных местных присосов при общем ат, близком к единице, приводит к работе отдельных горелок с дефицитом воздуха.
6.7. Эксплуатация устройств пылеприготовления
1. Классификация систем пылеприготовления
Системы приготовления пыли разделяются на центральные и индивидуальные. В центральных системах приготовление пыли производится в отдельных сооружениях пылезаводах. В индивидуальных системах каждая пылеприготовительная установка обслуживает только свой котлоагрегат, при этом может предусматриваться возможность ограниченной передачи пыли соседним котлоагрегатам с помощью пневмотранспорта или распределительного шнека.
Схема пылеприготовления может быть замкнутой или разомкнутой. В замкнутой схеме сушильные газы (горячий воздух, топочные газы), пройдя систему пылеприготовления, сбрасываются в топку. При разомкнутой схеме сушильные газы и водяные пары сбрасываются в атмосферу. Замкнутые схемы пылеприготовления с прямым вдуванием являются наиболее простыми, в них пыль из мельницы подается непосредственно в горелки. В подобных схемах используются молотковые, среднеходные мельницы и мелющие вентиляторы. Более сложны системы приготовления пыли с пылевыми бункерами, для которых применяются барабанные мельницы.
Основными показателями систем пылеприготовления являются их производительность, качество пыли (фракционный состав), удельный расход электроэнергии на пылеприготовление.
2. Системы пылеприготовления с молотковыми (шахтными)
мельницами
Для эффективного использования шахтных мельниц необходимо предварительное дробление топлива. По данным ВТИ, зависимость производительности шахтной мельницы от крупности предварительного дробления характеризуется следующими данными:
Остаток R5, % (предварительное дробление) 10 20 30 40 50 Производительность мельницы В, % 108 100 96 93 92
В известных пределах без ущерба для топочного процесса производительность мельницы может регулироваться изменением ее вентиляции в сочетании с изменением подачи топлива, при этом увеличение производительности сопровождается угрублением помола и наоборот. Более предпочтительным является регулирование производительности системы пылеприготовления изменением числа работающих мельниц. Разумеется, такой метод регулирования предполагает ступенчатый характер изменения нагрузки.
На рис. 6.5 приведена зависимость тонины помола от скорости потока в шахте, в табл. 6.1 рекомендуемые параметры работы мельницы.
Таблица 6.1

Топливо
Рекомендуемая тонина помола, Н,„ %
Рекомендуемая скорость сушильного агента в шахте, м/с

Угли с выходом летучих, %:
3035
45
1,52,0

3540
50
2,02,5

4045
70
2,52,8

Сланцы и фрезерный торф
70
2,83,0

Основные указания по обслуживанию и контролю за работой шахтно-мельничных установок сводятся к следующему.



Рис. 6.5. Усредненная зависимость остатка на сите R88 от скорости потока в шахте тт.
1. Производительность, тонина помола, степень подсушки и потребляемая мощность связаны между собой. Регулирование этих характеристик достигается изменением подачи топлива и воздуха в мельницу. Увеличение подачи топлива при неизменных количестве и температуре воздуха ведет к повышению потребляемой мощности, понижению температуры и ухудшению сушки. Последнее необходимо учитывать в случае размола высоковлажного топлива. Повышение влажности топлива отрицательно сказывается на работе мельницы, понижая ее производительность, и на топочном процессе.
Увеличение подачи в мельницу воздуха при постоянном расходе топлива приводит к угрублению помола, росту температуры аэросмеси, улучшению сушки, снижению потребляемой мощности. При уменьшении подачи воздуха картина будет обратной. 2. Регулирование подачи топлива в мельницу следует производить постепенно во избежание «завала» мельницы при резком увеличении подачи топлива. В случае перегрузки двигателя мельницы необходимо временно отключить питатель сырого угля и прекратить подачу топлива.
Следует принимать меры к предотвращению попадания посторонних предметов, в частности металлических, с топливом в мельницы во избежание поломки бил мельницы.
Необходимо предусматривать опасность пожара, хлопков и взрывов, которые чаще всего возникают в сепарационной шахте в моменты пуска и останова мельницы, перерывов в подаче топлива. В такие периоды в мельнице могут образовываться опасные концентрации и увеличиваться температура аэросмеси. Одной из причин пожара, хлопка или взрыва являются отложения пыли, в которых образуются очаги самовозгорания. Причиной воспламенения в шахте могут быть также попадание металла в мельницу и искрообразование, пульсации потока и факела в топке, обусловливающие возникновение обратных токов, затягивающих топочные газы в мельницу. При загораниях должны применяться стационарные (подвод пара), и другие средства пожаротушения.
3. Системы пылеприготовления с шаровыми барабанными
мельницами
Основные эксплуатационные характеристики шаровых барабанных мельниц (ШБМ) определяются шаровым, воздушным режимами, качеством и свойствами топлива, поступающего в мельницы, тониной помола и др.
Для обеспечения требуемой производительности мельницы необходимо поддерживать надлежащий качественный и количественный шаровой режим (вес шаровой загрузки и сортамент шаров). Расход шаров находится в пределах 0,20,7 кг/т у. т. и зависит от вида топлива (его размолоспособности) и режима работы мельницы. При работе мельниц с полной нагрузкой расход шаров ниже. На рис. 6.6 представлены зависимость производительности ШБМ и удельного потребления электрической мощности на размол от шаровой загрузки. Следует иметь в виду, что для поддержания производительности ШБМ необходимо своевременно заменять броню с изношенной волнистостью, так как волнистость брони обеспечивает подъем шаров в мельнице при ее вращении на нужную высоту. Основными режимными показателями работающей ШБМ являются вентиляция мельницы, загрузка ее топливом и температура аэросмеси за мельницей. Для контроля вентиляции мельницы измеряется ее сопротивление при контролируемом уровне загрузки топлива. В случае переменного по влагосодержанию топлива следует при увеличении влагосодержания повышать температуру сушильного агента, вентилирующего мельницу, что достигается изменением температуры воздуха перед мельницей (за счет уменьшения присадки воздуха, отбираемого из промежуточной ступени воздухоподогревателя) или за счет количественного изменения рециркулирующего на мельницу потока.
Температура сушильного агента на выходе из любой мельницы лимитируется соображениями взрывобезопасности. Так, согласно ПТЭ [60], на установках с бункером пыли при сушке воздухом эта температура не должна превышать: для тощего и экибастузского углей130° С; каменных и бурых углей 70° С; для антрацитов и полуантрацитов температура не ограничивается. На установках с прямым вдуванием пыли при сушке воздухом температура отработавшего сушильного агента не должна превышать: для каменных углей 130°С; бурых углей и сланцев 100° С; фрезерного торфа 80° С; при сушке смесью дымовых газов с воздухом для всех углей и сланцев 180° С, для фрезерного торфа 150° С.


Рис. 6.6. Зависимость производительности ШБМ и удельного расхода электроэнергии на размол от веса шаров Gш при постоянной скорости вентиляции для подмосковного угля (R88=25%, ШМБ 287/487):
а диаметр шаров 40 мм; б диаметр шаров 30 мм.


Большое значение для обеспечения нормальной работы пыле-систем, в особенности с разветвленной схемой, имеет их плотность. Присосы воздуха в пылесистему нарушают ее аэродинамический режим, режим сушки, приводят к понижению производительности. Присосы воздуха в пылеприготови-
тельную установку нормируются, в частности для схем с бункерами пыли и шаровыми барабанными мельницами они не должны превышать 2040% количества сушильного агента. Меньшая величина присосов относится к пылесистемам производительностью по АШ более 14 кг/с.
Надежность и экономичность работы пылесистемы с ШБМ в значительной степени зависит от работы таких узлов, как пылевой бункер, питатель пыли, сепаратор пыли, циклон.
Основным требованием, предъявляемым к работе бункера пыли, является отсутствие зависания пыли, что может быть причиной нарушения непрерывности истечения пыли из бункера, периодических разрушений и обвалов образующихся сводов. Для соблюдения этого требования следует обеспечить относительно постоянное заполнение бункера пылью примерно на 60 80%. Перед остановом пылесистемы в бункере должно оставаться минимальное количество пыли во избежание ее слеживания и последующего сводообразования.
Питатели пыли должны обеспечивать требуемую подачу пыли путем изменения скорости вращения. Шнековые питатели пыли при низких уровнях пыли в бункере не имеют однозначной характеристики, поэтому при их эксплуатации необходимо строго соблюдать требования по поддержанию уровня пыли в бункере. Более благоприятны и близки к однозначным характеристики дисковых питателей пыли. Основным требованием к питателям пыли является поддержание минимальных зазоров между вращающимися и неподвижными деталями для максимального снижения самопроизвольного (нерегулируемого) истечения пыли.
Сепаратор пыли должен обеспечивать отделение готовой пыли от относительно грубой, подлежащей возврату в мельницу для домалывания. С учетом этого режим работы сепаратора наряду с режимом вентиляции и загрузки ШБМ определяет тонину помола пыли.

Рис. 6.7. Изменение к. п. д. сепаратора, кратности циркуляции пыли через сепаратор и тонкости пыли в зависимости от степени открытия створок сепаратора.

Работу сепаратора характеризуют: к. п. д. сепаратора.
13 EMBED Equation.3 1415
и кратность циркуляции топлива
13 EMBED Equation.3 1415
где В" и В' количество пыли, выдаваемой из сепаратора и поступившей в сепаратор; D’88 проценту прохода пыли до сепаратора через сито 88 мк: D’88 = 100 R’88 %; D”88 то же после сепаратора.
Регулирование работы сепаратора осуществляется изменением положения его створок. На рис. 6.7 приведены основные характеристики работы сепаратора.
Работа циклона характеризуется его к. п. д., аэродинамическим сопротивлением и зерновой характеристикой пыли, выносимой из циклона. В условиях эксплуатации нормальная работа циклона нарушается из-за появления неплотностей или неправильной работы мигалок. При неплотностях в циклоне воздух проникает в него и выносит пыль. Встречаются явления забивания циклона вследствие переполнения бункера пылью, а также в результате задерживания пыли в циклоне при местном охлаждении его и попадании посторонних предметов. В этом случае схема начинает работать по принципу прямого вдувания, что приводит к нерегулируемому повышению подачи топлива в топку и к нарушению топочного режима.
4. Особенности эксплуатации разомкнутых систем пылеприготовления
Разомкнутые схемы с удалением влаги топлива в атмосферу применяются для высоковлажных топлив с целью повышения' теплоты сгорания топлива, поступающего в топку. Существенное значение при этом имеет очистка дымовых газов, используемых для сушки, от золы. При низком к. п. д. золоулавливания угольная пыль дополнительно обогащается золой. Эффективность пылесистемы в целом существенно зависит от к. п. д. пылеуловителей. При двухступенчатой очистке к. п. д. пылеуловителей достигает 99%, а потеря тепла с уносом пыли составляет не более 1,2-1,5%.
Для разомкнутой схемы обязательным является поддержание постоянной температуры газов перед мельницами, независимо от нагрузки котлоагрегата. Управление схемой сводится к поддержанию постоянной температуры в шахте регулированием подачи сырого угля, регулированию температуры сушильного агента перед мельницей за счет изменения расхода воздуха через воздухоподогреватель, поддержанию постоянного давления в коллекторе первичного воздуха, регулированию подачи пыли и воздуха в зависимости от нагрузки котлоагрегата и тяги по разрежению в топке.
Получили применение разомкнутые схемы пылеприготовления с использованием молотковых мельниц. Одним из направлений является использование разомкнутых схем в сочетании с паровыми сушилками, работающими на отборном паре, на центральном пылезаводе. Эти схемы применяются на крупных ТЭС, работающих на дешевых высоковлажных углях открытых разработок.
6.8. Эксплуатация вспомогательных установок паровых турбин
1. Основные задачи обслуживания и возможные неполадки в работе конденсационных установок
Конденсационные установки предназначены для создания необходимого вакуума в конденсаторах турбины и получения чистого конденсата. Вакуум в конденсаторе получается за счет конденсации пара и поддерживается путем удаления воздуха, поступающего в вакуумную, систему через неплотности, с помощью воздухоотсасывающих устройств. Давление отработавшего пара однозначно определяется температурой насыщения пара:
13 EMBED Equation.3 1415 (6.2)
где tв1 температура охлаждающей воды на входе в конденсатор; 13 EMBED Equation.3 1415 нагрев охлаждающей воды; 13 EMBED Equation.3 1415 температурный напор в конденсаторе.
Из уравнения (6.2) видно, что при заданной температуре охлаждающей воды на входе и паровой нагрузке конденсатора основными причинами ухудшения вакуума являются: уменьшение расхода охлаждающей воды; увеличение подсоса воздуха в вакуумную систему и ухудшение условий теплообмена в конденсаторе, вызывающие соответствующий рост температурного напора 13 EMBED Equation.3 1415; ухудшение работы воздухоотсасывающих устройств; загрязнение поверхности конденсатора.
Уменьшение расхода охлаждающей воды может произойти вследствие загрязнения трубных досок и трубок конденсатора, срыва сифона или уменьшения разрежения в сифоне, наличия подпора на сливной или напорной линии конденсатора, а также вследствие износа рабочих колес и подсоса воздуха через уплотнения вала циркуляционных насосов, ухудшения условий их всасывания или выхода из строя части насосов. Для предупреждения или устранения этих неполадок необходимо периодически производить чистку конденсатора, контролировать гидравлическое сопротивление циркуляционной системы и величину разрежения в сифоне, обеспечивать надлежащее техническое состояние циркуляционных насосов и производить чистку грубых решеток и вращающихся сеток водоприемных устройств.
Для предупреждения срыва сифона при малых расходах охлаждающей воды задвижка на сливной линии должна находиться в прикрытом состоянии и обеспечивать некоторый подпор, так чтобы поток воды в сливной трубе заполнял все ее сечение. Восстановление сифона производится включением эжектора циркуляционной системы. На ТЭС с центральной подачей воды от береговой насосной в случае выхода из строя одного из насосов с помощью АВР включается в работу резервный насос.
Важнейшим условием обеспечения нормальной работы конденсационной установки является поддержание достаточной воздушной плотности конденсатора. Значительные присосы воздуха могут вызывать перегрузку воздухоудаляющих устройств и ухудшение вакуума. Кроме того, наличие воздуха в паровом объеме конденсатора существенно уменьшает коэффициент теплоотдачи от конденсирующегося пара к стенкам конденсаторных труб и увеличивает температурный напор 13 EMBED Equation.3 1415, а также приводит к насыщению конденсата кислородом, в особенности при наличии значительного переохлаждения конденсата, т. е. уменьшения его температуры по сравнению с температурой насыщения.
Величина присосов воздуха в вакуумную систему нормируется ПТЭ [60] и контролируется непосредственным измерением расхода воздуха с помощью воздухомера, установленного на выхлопном патрубке пароструйного эжектора. В установках с водоструйными эжекторами применяется метод количественной оценки плотности вакуумной системы, разработанный ВТИ и основанный на использовании зависимости между давлением в конденсаторе и количеством отсасываемого воздуха при работе эжекторов в области перегрузки (с наклонным участком характеристики). Согласно ПТЭ [60], присосы воздуха при номинальной нагрузке турбины мощностью 50, 100, 200 и 300 МВт не должны превышать соответственно 10, 15, 20 и 30 кг/ч. Внезапное повышение присосов воздуха может произойти вследствие нарушений в нормальной работе задних концевых уплотнений, например из-за неисправности регулятора давления пара на уплотнения.
Причинами ухудшения вакуума из-за неудовлетворительной работы пароустройных эжекторов являются: малый расход рабочего пара из-за засорения сопел эжектора или падения давления в источнике рабочего пара; повышение температуры паровоздушной смеси из-за загрязнения охладителей эжекторов и воздухоохладителя конденсатора, затопления охладителей эжекторов конденсатом или уменьшения расхода воды через них; рециркуляция воздуха между ступенями эжекторов и между первой ступенью и конденсатором при наличии неплотностей в перегородках между ступенями или по причине неудовлетворительной работы гидрозатвора.
Аварийные случаи в работе пароструйных эжекторов связаны либо с их'«запариванием», либо с «захлебыванием». «Запаривание» это нарушение нормальной работы пароструйного эжектора, возникающее вследствие неполной конденсации пара в охладителях эжекторов при недостаточном расходе через них конденсата. Для предупреждения «запаривания» эжекторов при малых расходах пара в конденсатор включается линия рециркуляции конденсата. «Захлебывание» эжекторов переполнение их охладителей конденсатом вследствие неудовлетворительной работы системы сброса конденсата в конденсатор.
Наиболее распространенной причиной ухудшения вакуума в процессе эксплуатации является загрязнение трубок конденсаторов с водяной стороны, что не только снижает расход охлаждающей воды, но и увеличивает термическое сопротивление и как следствие вызывает рост температурного напора в конденсаторе. По своему характеру загрязнения подразделяются на механические, биологические и солевые. Для предупреждения и удаления их применяются промывки конденсаторов обратным током воды непрерывная (с помощью резиновых шариков) и периодическая механическая очистка трубок, термическая сушка конденсаторов, а также различные способы химической обработки охлаждающей воды [29].
Качество конденсата характеризуется содержанием в нем агрессивных газов и солей и определяется деаэрирующей способностью конденсатора и его гидравлической плотностью. На современных ТЭС предъявляются повышенные требования к качеству конденсата. Для установок с прямоточными котлоагрегатами жесткость конденсата (до конденсато-
очистки) не должна превышать 1 мкг экв/кг, а для установок с барабанными 1котлоагрегатами высокого давления 3 мкг экв/кг. Для выдерживания таких норм требуются очень высокая гидравлическая плотность конденсатора и практически полное исключение для насосов охлаждающей воды в его паровое пространство. Например для блоков с прямоточными котлоагрегатами величина присосов охлаждающей воды не должна превышать 0,0010,005% (По отношению к расходу конденсата) при пресной охлаждающей воде и 0,00010,00001% при сильно минерализованной и морской воде [29].
Для поддержания высокого качества конденсата необходимо предупреждать появление течи и неплотностей в вальцовочных соединениях конденсаторных труб с трубными досками и в самих трубках, которые могут явиться следствием механических, коррозионных повреждений. К мероприятиям, которые предусматриваются для повышения гидравлической плотное конденсатора, относятся: применение двойных трубных уплотнением пространства между ними с помощью конденсатора организация соленых отсеков в паровом пространстве конденсатора; нанесение уплотняющих покрытий на трубные доски и поступающие концы трубок со стороны водяных камер; привариных трубок к трубным доскам. Контроль гидравлической плотности конденсатора осуществляется путем регулярного химического анализа конденсата.
Для предотвращения обогащения конденсата коррозионного активными газами, прежде всего кислородом, необходимо обеспечивать высокую деаэрирующую способность конденсатор снижение которой происходит при увеличении присосов воздуха, в особенности в случае появления значительного переохлаждения конденсата. Это объясняется тем, что при охлаждении конденсата ниже температуры насыщения происходит интенсивное поглощение газов из парогазовой смеси, имеющей большую концентрацию газов на поверхности раздела фаз. Одновременно переохлаждение конденсата ухудшает экономичность паротурбинной установки в связи с увеличением потерь тепла с охлаждающей водой и необходимостью дополнительного нагрева конденсата в системе регенерации.

227
Современные конденсаторы регенеративного типа имеют минимальное паровое сопротивление и незначительное (на уровне 1°С) переохлаждение конденсата при нормальных условиях работы. Значительное переохлаждение конденсата может явиться следствием повышенных присосов воздуха, подачи больших количеств очень холодной циркуляционной воды и затопления конденсатом нижних конденсаторных труб.
Содержание кислорода в конденсате для современных паротурбинных установок не должно превышать 20 мкг/кг. Для обеспечения этого требования и повышения деаэрирующей способности конденсаторов в последнее время начали применяться конденсаторы с деаэрационными устройствами барботажного типа [29]. Необходимо также уменьшать присосы воздуха, особенно в зону вакуумной системы, заполненной конденсатом, а слив всех дренажей и потоков, содержащих растворенный кислород, должен произво-
диться в паровое пространство конденсатора.
2. Обслуживание деаэраторных установок
Управление работой деаэраторной установки может полностью осуществляться с блочного или группового щита управления, на который выведены показания давления и уровня в деаэраторе с сигнализацией предельных значений, а также ключи управления задвижками на подаче пара и воды и автоматическим регулятором давления в головке.
Основной задачей эксплуатации деаэраторов является обеспечение высокой степени деаэрации питательной воды. Содержание кислорода в питательной воде после деаэратора строго регламентируется ПТЭ [60] и для установок на высокие параметры пара (с давлением 9,81 МПа и выше) не должно превышать 10 мкг/кг.
Для обеспечения качественной работы деаэратора необходимо не только обеспечить прогрев всей деаэрируемой воды до температуры насыщения, но и обеспечить условия для быстрого удаления выделившихся из воды газов. С этой целью величина выпара для деаэраторов повышенного давления должна быть не менее 1,52 кг пара на 1 т деаэрируемой воды (рис. 6.8).
Нагрев воды в деаэраторе должен быть не менее 56° С, так как в противном случае в связи с малым расходом греющего пара ухудшаются условия вентиляции головки и эффективность термической деаэрации. Особенно неблагоприятными являются режимы с отрицательным тепловым балансом деаэратора, когда тепло, вводимое с различными потоками, становится избыточным и требуется полное закрытие регулирующего клапана на линии греющего пара. При этом не только ухудшается качество деаэрации воды, но и снижается надежность работы в связи с повышенной опасностью внезапного снижения давления в деаэраторе и кавитации (вскипания воды на входе) питательных насосов. Для предупреждения таких режимов прибегают к снижению нагрева в последнем по ходу воды ПНД путем дросселирования греющего пара.
Причинами ухудшения деаэрации могут быть также недогрев воды вследствие периодического падения давления в головке, засорение отверстий в ситах, вызывающее перелив воды через борта тарелок или другие неисправности в головке, тепловая или гидравлическая перегрузка деаэратора, т. е. поступление слишком холодной воды или увеличение ее расхода.

Рис 6.8. Зависимость содержания кислорода в деаэрированной воде от величины выпара Gв.

При тепловой перегрузке деаэратора и чрезмерном увеличении скорости движения пара происходит подбрасывание воды кверху, что сопровождается гидравлическими ударами в головке. Гидравлические удары представляют значительную опасность, так как приводят к разрушению тепловой изоляции, разрыву сварных швов и пробиванию прокладок во фланцевых соединениях.
Надежная и безопасная работа деаэраторов обеспечивается системой автоматических регуляторов и предохранительными клапанами. Число предохранительных клапанов должно быть не менее двух, они рассчиты-
ваются на пропуск максимального количества пара, подаваемого в деаэратор, и отрегулированы на давление, превышающее рабочее примерно на 15%. Перед включением деаэратора в работу производится проверка исправности предохранительных клапанов.
При возникновении пропаривания в сварных швах аккумуляторного бака или головки требуется отключение деаэраторов. Появление трещин в сварных швах и их пропаривание могут вызвать резкое падение давления в деаэраторе, сопровождающееся вскипанием воды на входе питательных насосов и их срывом.
Деаэраторы блочных установок должны иметь резервный подвод пара от постороннего источника для обеспечения возможности деаэрации воды при пуске блока. Кроме того, наличие резервного подвода пара позволяет поддерживать избыточное давление в деаэраторе в период кратковременных остановов блока, что предупреждает растворение кислорода в питательной воде и обеспечивает готовность деаэрационной установки к пуску.
При пуске деаэраторов с опорожненным баком предварительно необходимо прогреть деаэратор паром и поставить его под небольшое избыточное давление. Это позволит обеспечить деаэрацию подаваемой на заполнение баков обессоленной воды. Если бак деаэратора заполнен остывшей водой, то перед включением деаэратора необходимо обеспечить циркуляцию этой воды, забирая ее из нижней части бака и подавая в верхнюю часть головки.
3. Основы эксплуатации регенеративной системы турбины Регенеративные подогреватели при всех режимах работы паротурбинной установки остаются включенными по нормальной схеме. При пуске турбины они вступают в работу по мере поступления воды через их трубную систему и повышения давления пара в отборах. Необходимо лишь на определенном этапе нагружения турбины перевести дренажи ПВД на деаэратор, прекратить чисто каскадный сброс дренажей ПНД и включить сливные насосы. Иногда при пусках турбины ПВД, не обладающие достаточной воздушной плотностью, отключаются по пару, что уменьшает присосы воздуха в вакуумную систему и облегчает набор вакуума. Необходимым условием надежной работы охладителей эжекторов и сальниковых подогревателей при пусках блоков и малых конденсационных нагрузках турбин является включение линии рециркуляции.
Отключение подогревателей производится в случае их повреждения и осуществляется путем последовательного прекращения подачи пара, открытия обводной линии по воде, закрытия задвижек входа и выхода воды и отключения дренажных линий и линии отсоса воздуха.
При эксплуатации регенеративной установки необходимо контролировать уровень конденсата в подогревателях и нормальную работу конденсатоотводчиков и регуляторов уровня. При падении уровня возможен проскок пара в нижний подогреватель, что снижает экономичность паротурбинной установки в связи с вытеснением греющего пара более низких отборов. При чрезмерном повышении уровня снижается конденсирующая способность подогревателя за счет затопления части поверхности нагрева.
Основными показателями работы подогревателей являются нагрев воды и температурный напор (недогрев воды до температуры насыщения), а также гидравлическое сопротивление паропроводов отборов.
Температурный напор для подогревателей без пароохладителей характеризует интенсивность процесса теплопередачи, причем рост температурного напора может явиться следствием загрязнения поверхности нагрева, затопления ее конденсатом, плохого отвода неконденсирующихся газов, пропуска воды помимо трубной системы, нарушения нормальной схемы движения пара в корпусе подогревателя. Для достижения максимальной эффективности регенеративного подогрева воды величина температурного напора должна быть минимальной. Следует, однако, иметь в виду, что снижение температурного напора (недогрев воды) может произойти и за счет проскока пара из верхнего подогревателя, что, как уже отмечалось, приводит к снижению экономичности паротурбинной установки.
При эксплуатации регенеративной системы необходимо контролировать и систематически опробовать работу обратных клапанов отборов, АВР сливных насосов, а также действие сигнализации и защиты ПВД.



Рис. 6.9. Схема защиты ПВД от переполнения.

Обратные клапаны предохраняют турбину от заброса в нее воды при разрыве трубной системы подогревателей, а также от разгона ее при сбросах нагрузки паром, содержащимся в объеме подогревателей и паропроводов и образующиеся в результате вскипания конденсата. Для повышения надежности работы обратные клапаны имеют устройства принудительного закрытия в виде гидравлических сервомоторов, силовой жидкостью для которых служит конденсат после конденсатных насосов, подаваемый через отдельные клапаны с соленоидным (электромагнитным) приводом (клапан КОС). Импульс на срабатывание обратных клапанов поступает при отключении воздушного выключателя генератора или при закрытии стопорных клапанов турбины. ПВД имеют автоматическое регулирование, сигнализацию и защиту по уровню конденсата. Повышение уровня в ПВД из-за разрыва трубок может не только вызвать заброс воды в турбину, но и поставить корпус подогревателя под полное давление воды после питательного насоса, на которое он не рассчитан. В современных установках выполняется групповая защита подогревателей высокого давления, отключающая всю группу ПВД при превышении уровня воды в любом из подогревателей. Принцип работы ее показан на рис. 6.9. При повышении уровня в каком-нибудь из ПВД импульс от датчика уровня поступает на соленоидный клапан, в результате чего открывается подача конденсата на гидравлический сервомотор. Сервомотор закрывает впускной клапан /, и вода направляется по обводной линии. При этом закрывается обратный клапан 2, и вся группа ПВД оказывается отключенной.
В современных блочных установках, помимо защиты по отключению группы ПВД, применяется также защита, действующая на отключение блока при дальнейшем (до II предела) повышении уровня воды в ПВД и запрещающая включение питательных насосов. Опробование защит ПВД от переполнения по I и II пределам производится не реже одного раза в три месяца.
6.9. Организация контроля металла оборудования ТЭС
1. Общие положения
Применение высоких и закритических параметров пара в сочетании с повышением единичной мощности теплоэнергетических установок обусловливает повышение требований к надежности работы металла. Повреждаемость металла в этих условиях имеет более серьезные последствия с точки зрения безопасной эксплуатации и надежности оборудования. Последнее обусловлено влиянием масштабного фактора наличия большого количества труб, сварных стыков и изгибов, которые являются одними из самых уязвимых элементов трубных систем тепломеханического оборудования.
Для обеспечения надежной работы металла необходимо улучшение технологии его изготовления, применение новых, высокопрочных качественных сталей. Наряду с этим должен осуществляться в большем объеме и более точный входной (перед монтажом) и эксплуатационный контроль металла, имеющий целью выявление дефектов металла, допущенных заводом-изготовителем и возникших в процессе эксплуатации.
Контроль исходного состояния металла осуществляется заводами-изготовителями оборудования, однако опыт показал, что этим контролем ограничиваться нельзя. Контроль при монтаже частично дублирует заводской контроль и охватывает дополнительно монтажные сварные соединения. Эксплуатационный контроль имеет целью выявление изменений в металле и сварных соединениях, обусловленных воздействием высоких температур и напряжений, своевременное обнаружение дефектов, оценку эксплуатационной надежности металла и сварных соединений. Одной из задач контроля металла на ТЭС является выявление и исключение применения не соответствующих условиям эксплуатации сталей.
2. Входной контроль металла
Для определения марки стали, рассортировки деталей по маркам широко применяется спектральный анализ [4, Ш]. Наибольшее распространение получил эмиссионный спектральный анализ по линейным спектрам.
Испускание светящихся паров металла возникает под действием дугового или искрового разряда между двумя электродами, одним из которых является исследуемый металл, а вторым медный, железный или угольный электрод. Возбужденные атомы, образующие разрядное облако, дают излучение, длина волны которого определяется природой элемента. Это излучение с помощью оптической системы разлагается в спектр по длинам волн. Поскольку атомы излучают энергию дискретно, спектр состоит из отдельных линий разной интенсивности. Положение линии в спектре характеризуется длиной волны, излученной атомами данного элемента, а ее интенсивность количеством этих атомов. Определение элементов сводится к отысканию в спектре линий, соответствующих данному элементу.
Спектральный анализ может быть количественным, полуколичественным и качественным. В практике монтажа и эксплуатации преимущественно применяется полуколичественный анализ, когда наличие и концентрацию примеси определяют визуально, путем сравнения заранее составленных таблиц спектров с полученным спектром исследуемого металла по интенсивности линий излучения. Для подобного спектрального анализа применяются стационарные и переносные стилоскопы, а сам анализ называется стилоскопическим.
Для точного определения химического состава металла применяются спектрографы. Спектр исследуемого металла фотографируют в спектрографе на пластину для последующего сопоставления с эталонными образцами.
Основным преимуществом метода стилоскопирования является возможность быстрого качественного и примерного количественного определения химического состава металла на месте установки действующего оборудования, в том числе и в труднодоступных местах, в местах его складирования, без применения разрушающих методов.
3. Контроль состояния металла в период эксплуатации
Контроль ползучести. Под совместным воздействием температуры свыше 450° С и напряжений как от внутреннего давления, так и циклических, вызываемых нарушениями процессов генерации пара и топочных, в металле труб пароперегревателей, коллекторов и паропроводов развивается ползучесть (КРИП). Ползучесть представляет медленное и непрерывное накопление



Рис. 6.10. Диаграмма ползучести для различных значений температуры.



Рис. 6.11. Зависимость предела длительной прочности металла от времени до разрушения.
пластической, деформации, т. е. постепенное увеличение размера детали. Процесс этот протекает при напряжениях ниже предела текучести. При достижении определенной величины пластической деформации металл разрушается. Поэтому размеры деталей, работающих в условиях, допускающих развитие ползучести, необходимо постоянно контролировать.
На рис. 6.10 представлена диаграмма ползучести для трех значений температуры t1В условиях ползучести длительность работы детали до разрушения зависит от величины напряжения. Напряжение, вызывающее разрушение металла в течение заданного периода, называется пределом длительной прочности и обозначается ад.п. Общий характер зависимости длительности работы металла до разрушения тр от напряжения о.показан на рис. 6.11.
Контроль за остаточной деформацией труб вследствие ползучести осуществляется путем периодического замера их диаметров. Методика контроля за остаточной деформацией труб и ее измерения изложена в специальной литературе [13, 15, 25].
Ползучесть пароперегревательных труб определяется с помощью шаблонов с учетом допускаемой остаточной деформации, равной для труб из углеродистых сталей 3,5%, из легированных сталей 2,5% по отношению к номинальному диаметру. Участки с плюсовой деформацией выше указанной подлежат замене.
Контроль изменения структуры и механических свойств металла. Под влиянием диффузионных процессов, интенсифицирующихся при повышенных температурах, могут изменяться структура металла и его свойства. Так, в углеродистой и низколегированной стали, не содержащей хрома, в зоне термического влияния сварки может происходить разложение цементита с выделением свободного углерода в форме графита графитизация, сопровождающаяся сильным разупрочнением (снижением прочности, пластичности и ударной вязкости). Другая разновидность изменения микроструктуры этих же сталей сфероидизация, заключающаяся в том, что карбиды перлита, имеющие в исходном состоянии пластинчатую форму, превращаются постепенно в округлые частицы сфероиды, которые в дальнейшем коагулируют. Для оценки степени графитизации и сфероидизации разработана балльная система. В сфероидизированном состоянии, соответствующем баллу 6 (наивысшему), пределы прочности и текучести снижаются на 25%, ударная вязкость -г- на 50.-80%, скорость ползучести увеличивается в 22,5 раза [15].
У легированных сталей наблюдаются фазовые превращения переход легирующих элементов в процессе эксплуатации, при высоких температурах из твердого раствора в карбидную фазу, что отрицательно влияет на жаропрочность стали.
Для аустенитных сталей (в частности, Х18Н9Т, Х18Н12Т) большое значение имеют величина зерна и расположение зерен, характеризующие качество структуры металла; отрицательно на работоспособности стали сказывается как крупнозернистая, так и мелкозернистая структура.
В целях наблюдения за структурными изменениями, ползучестью и прочностными характеристиками металла предусматривается выделение контрольных участков главных паропроводов перегретого пара и горячих ниток паропроводов вторичного пара, работающих при температуре 450° С и выше. Контрольные участки должны быть предусмотрены при проектировании паропроводов и выполнены при монтаже. Трубы контрольных участков поставляются заводами-изготовителями из числа труб, изготовленных из плавок с наименее благоприятными механическими свойствами, химическим составом и структурой. Контрольный участок должен быть прямолинейным, длиной между сварными соединениями не менее 4 м, без каких-либо опор и располагаться на горизонтальных участках паропровода, как правило, вблизи котлоагрегата.
При исследовании металла контрольных участков определяют: полный химический состав, в том числе содержание легирующих элементов в карбидах; механические свойства при 20° С и рабочей температуре (предел прочности, предел текучести, относительное удлинение, относительное сужение); ударную вяз-Кость при 20° С и твердость (НВ); микроструктуру и неметаллические включения; ползучесть при расчетных параметрах. .
Контроль исходного состояния металла контрольного участка выполняется перед монтажом, последующий контроль не позже чем через 20 тыс. ч работы паропровода и затем при отсутствии существенных изменений структуры и свойств металла через каждые 2530 тыс. ч работы.
Вследствие большого количества труб в котлоагрегате массовый контроль их микроструктуры и механических свойств нерентабелен. Поэтому ограничиваются выборочным контролем при обнаружении ползучести пароперегревательных труб или при их повреждениях [15].
Расчетным сроком службы деталей теплосилового оборудования, в том числе и паропроводов высокого давления, принято считать 100 тыс. ч. Сверх расчетных сроков металл может работать за счет принятого запаса прочности. Для оценки степени снижения этого запаса, т. е. работоспособности металла, используются: металлографический анализ, при котором в низколегированных сталях выявляются степени сфероидизации перлита, обезуглероживания поверхностных слоев, образование структурно свободного цементита и других хрупких выделений по границам зерен, наличие и количество выделившихся альфа- и сигма фаз в аустенитных сталях, наличие межкристаллитной коррозии; испытание механических свойств; карбидный анализ, выявляющий степень обеднения твердого раствора легирующими элементами, перешедшими в карбиды; замер остаточных деформаций. На ТЭС применяются различные методы выявления дефектов металла: рентгено- и гаммаграфия, с помощью которых можно обнаружить пустоты, шлаковые включения, крупные трещины, дефекты в арматуре (наибольшее применение для этой цели получили радиоактивные изотопы кобальт-60, цезий-133); ультразвуковая дефектоскопия (УЗД), применяемая для обнаружения внутренних дефектов, в том числе мелких трещин; магнитно-порошковая дефектоскопия, с помощью которой можно обнаружить поверхностные трещины на деталях, изготовленных из ферромагнитных материалов; магнитография, с помощью которой можно обнаружить дефекты в сварных швах трубопроводов с толщиной стенки до 12 мм; люминесцентная и цветная дефектоскопия, применяемая для обнаружения мелких трещин и пор; дефектоскопия с помощью вихревых токов, которая служит простым средством обнаружения поверхностных и подповерхностных трещин. Получили также развитие неразрушающие (безобразцовые) методы контроля микроструктуры и свойств металла с помощью переносного металлографического микроскопа, переносного прибора для определения твердости; кроме того, применяются методы карбидного анализа без вырезки образцов [15].
4. Контроль сварных соединений
Сварные соединения проверяются при помощи наружного осмотра, неразрушающих методов, металлографических исследований, механических и гидравлических испытаний.
При наружном осмотре в сварных соединениях могут быть выявлены смещение кромок стыкуемых элементов, неравномерность высоты и ширины швов, наплывы и подрезы в местах перехода от шва к основному металлу, трещины, выходящие на поверхность шва или зоны термического влияния, непровары, незаполненные кратеры, прожоги, пористость на наружной поверхности труб, осевые смещения труб.
Наружным осмотром удается выявить только видимые относительно грубые поверхностные дефекты. Поэтому обязательно применение и других методов контроля, таких, как УЗД, рентгено- и гаммаграфирование. Наибольшее распространение получил метод УЗД.
Во всех случаях после изготовления сварного соединения должна производиться оценка его качества, для чего используются вышеперечисленные методы. Выбор методов проверки определяется действующими положениями. При обнаружении трещин, непроваров, пор, незаваренных прожогов и свищей сварные швы бракуются.
6.10. Повреждаемость оборудования ТЭС
Нарушения нормальной работы ТЭС, а также случаи повреждения энергетического оборудования в зависимости от характера нарушения, степени повреждения и их последствий квалифицируются как аварии и отказы в работе. Авария характеризуется нарушением нормальной работы электростанции, вызвавшим серьезный перебой в энергоснабжении потребителей, повреждением оборудования, требующим его останова и восстановительного ремонта. Отказ характеризуется нарушением работоспособности оборудования электростанции.
Наиболее уязвимым оборудованием с точки зрения повреждаемости является котельное. Так, для ТЭС с поперечными связями распределение отказов между различными видами тепломеханического оборудования определяется данными, приведенными в табл. 6.2.
Число отказов в течение одного года на один агрегат для турбинных установок находится на уровне 0,1, для котельных установок на уровне 1,2.
Распределение отказов в работе котлоагрегатов на различные параметры и повреждаемости их отдельных элементов характеризуется данными, приведенными в табл. 6.3.

Таблица 6.2
Вид оборудования
Отказы, %

Котельные установки
Турбинные установки с вспомогательным оборудованием
Трубопроводы и арматура
Топливно-транспортное хозяйство
Топливные сети и водогрейные котлы
81
8

6
1
4


Таблица 6.3
Параметры пара
Распределение отказов, %

МПа
С
Пароперегреватель
Водяной экономайзер
Испарительные поверхности
Прочие поверхности

13,75
9,81
9,81
570
540
510
47
44
32
32
30
35
15
16
23
6
10
10


Основная часть (80%) отказов котлоагрегатов обусловливается повреждениями поверхностей нагрева. Отказы из-за повреждений поверхностей нагрева определяются .повреждением пароперегревателей (~40%), водяных экономайзеров (~30%), испарительных экранов (~20%). Главными источниками повреждений поверхностей нагрева котлоагрегатов высокого давления являются недостатки эксплуатации, дефекты ремонта, в том числе золовый износ труб, технологические дефекты изготовления элементов оборудования. Некоторое количество отказов оборудования обусловлено также повреждениями необогреваемых труб, среди которых особое место занимают повреждения гибов (~40%), которые вызваны дефектами металла.
Примерно 25% повреждений котельного оборудования высокого давления связаны с недостатками эксплуатации. Для турбоустановок распределение повреждаемости по элементам характеризуется данными, приведенными в табл. 6.4.
Таблица 6.4
Элементы оборудования и причины отказов
Отказы, %

Лопаточный аппарат
10

Валы, диски, диафрагмы, корпусы :
3

Концевые и промежуточные уплотнения
1

Подшипники (в том числе и уплотнительные генераторов)
20

Регулирование, парораспределение
30

Трубопроводы в пределах турбоустановки
10

Конденсаторы
2

Работа защиты
2

Насосы
12

Нарушения режима
5

Прочие причины
5


6.11. Основные понятия о готовности к работе и надежности оборудования ТЭС
Готовность к работе оборудования и в целом ТЭС определяется временем нахождения агрегатов в работе и резерве и характеризуется коэффициентом готовности.
Коэффициент готовности оборудования фактический определяется по формуле [46]
13 EMBED Equation.3 1415

где Тк календарный отрезок времени, в течение которого оборудование работоспособно; 13 EMBED Equation.3 1415 фактическая продолжительность ремонтов в течение рассматриваемого календарного периода:
13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415 фактическая продолжительность капитальных, средних и текущих ремонтов; 13 EMBED Equation.3 1415 приведенное время непредвиденного простоя, в течение которого нагрузка оборудования ограничивалась частично или полностью. Для агрегатов КЭС и ТЭЦ соответственно:
13 EMBED Equation.3 1415
Здесь 13 EMBED Equation.3 1415, 13 EMBED Equation.3 1415 (13 EMBED Equation.3 1415,13 EMBED Equation.3 1415) установленная (располагаемая) электрическая, или тепловая мощность оборудования, МВт; 13 EMBED Equation.3 1415, 13 EMBED Equation.3 1415разрыв между установленной и располагаемой электрической или тепловой мощностью, подлежащий устранению в установленные сроки, МВт; 13 EMBED Equation.3 1415, 13 EMBED Equation.3 1415 ограничение располагаемой электрической (тепловой) мощности агрегата ("МВт), вызванное неплановыми остановами или снижением нагрузки основного либо вспомогательного оборудования; Тогр время, в течение которого имело место вынужденное ограничение мощности.
Коэффициент готовности ТЭС в целом определяется как средневзвешенная (по установленной мощности) величина коэффициентов готовности отдельных агрегатов и находится по формулам:
для блочных КЭС
13 EMBED Equation.3 1415
для ТЭЦ
13 EMBED Equation.3 1415

где 13 EMBED Equation.3 1415фактический коэффициент готовности повремени работы i-го блока или группы однотипных блоков; аi коэффициент, учитывающий долю установленной мощности блока (или группы блоков) в установленной мощности электростанции; 13 EMBED Equation.3 1415 фактический коэффициент готовности г'-го агрегата (группы однотипных агрегатов); 13 EMBED Equation.3 1415 коэффициент, учитывающий долю установленной тепловой мощности агрегата (группы агрегатов) в общей установленной мощности ТЭЦ: 13 EMBED Equation.3 1415;13 EMBED Equation.3 1415 13 EMBED Equation.3 1415 коэффициент готовности пикового водогрейного котла и коэффициент, учитывающий долю установленной тепловой мощности пикового водогрейного котла (группы однотипных котлов) в установленной тепловой мощности ТЭЦ:
13 EMBED Equation.3 1415- то же для котлоагрегатов, отпускающих свежий пар: 13 EMBED Equation.3 141513 EMBED Equation.3 1415
Готовность к работе является одним из основных показателей, по которому судят о надежности ТЭС.
Для расчетов надежности ТЭС используют также показатель готовности во времени р, не учитывающий время нахождения агрегатов в плановом ремонте, и показатель аварийности 13 EMBED Equation.3 1415, которые определяются по формулам [12]:
13 EMBED Equation.3 1415

где траб, тав время, в течение которого агрегат находится в работе и в аварийном ремонте. Эти показатели представляют вероятность нахождения оборудования в исправном рабочем и аварийном состояниях. Причем готовность во времени блока равна произведению готовности во времени отдельных его звеньев котлоагрегата, турбины, генератора, трансформатора:
13 EMBED Equation.3 1415
Наиболее аварийным звеном блока, как уже отмечалось выше, является котлоагрегат.
Коэффициент готовности для современных мощных блоков составляет 0,820,88 [12], однако полных данных о влиянии различных факторов на надежность оборудования нет. Анализ влияния некоторых факторов на надежность блоков по зарубежным данным приведен в работе [72]. По этим данным прослеживается снижение надежности с ростом единичной мощности блоков, что связано с их усложнением, и увеличение аварийности при применении твердого топлива (по сравнению с газом или мазу том) (см. табл. 6.5).

Таблица 6.5
Топливо

q, %


Мощность блока, МВт


55
110
200
500

Твердое
2,6
3,6
4,7
6,3

Газ или мазут

2,0
2,8
3,5
4,6

Повышенная аварийность имеет место в первые годы эксплуатации, когда производится выбраковка дефектных элементов и выявляются недостатки конструкции и монтажа. Надежность ТЭС снижается также при повышении начальных температуры и давления пара.
Вероятный недоотпуск электроэнергии можно определить, зная вероятность одновременного выхода из строя различных сочетаний блоков. При установке в энергосистеме n1 блоков одного таща и п2 блоков другого типа вероятность одновременного выхода из строя т1 и m2 блоков первой и второй группы определяется по формуле [12]
13 EMBED Equation.3 1415
где 13 EMBED Equation.3 1415, 13 EMBED Equation.3 1415 число сочетаний из п1 элементов по т1 и из n2 элементов по тг:
13 EMBED Equation.3 1415 ,
Вероятный дефицит мощности в системе и недоотпуск электроэнергии АЭ в течение года будут снижаться с увеличением резервной мощности.
7. ВОПРОСЫ ОХРАНЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТЭС
7.1. Производственные стоки ТЭС и их очистка
Проблема охраны окружающей среды становится все более актуальной, и возрастание ее значения является результатом увеличивающегося отрицательного влияния деятельности человека на окружающую среду.
Применительно к ТЭС работа в области охраны окружающей среды включает комплекс инженерно-технических, технологических и организационных мероприятий, направленных на защиту воздушного бассейна, рациональное использование водных ресурсов, предотвращение загрязнения рек и водоемов промышленными стоками, охрану зеленых насаждений, благоустройство и содержание территории станции в порядке.
Решение проблемы существенного снижения вредных выбросов ТЭС не только предотвращает, нарушение экологического равновесия, но имеет также большое значение для решения вопроса повышения предельной мощности ТЭС, которая сейчас в ряде случаев ограничивается из соображений недопустимого загрязнения окружающей среды.
Источниками загрязнения атмосферы являются производственные стоки и вредные выбросы продуктов сгорания.
К числу сточных вод, сбрасываемых ТЭС, относятся: воды, содержащие нефтепродукты в виде примесей масел и мазута; воды после обмывки поверхностей нагрева котлоагрегатов сбросные воды после установок химической очистки воды; сбросные воды после консервации и химических промывок теплосилового оборудования, а также воды, содержащие «Иввиоль»; воды, сбрасываемые системами гидрозолоудаления (ГЗУ).
Допустимые концентрации загрязняющих веществ в водоемах установлены органами здравоохранения дифференцированно для каждого вида водоемов (культурно-бытового водопользования и для рыбохозяйственных целей) [69].
Сточные воды ТЭС отрицательно влияют на санитарный режим водоемов и должны подвергаться предварительной очистке, которая осуществляется на специальных очистных сооружениях [9], обеспечивающих необходимую чистоту сточных вод, исключающую нарушение установленных требований к составу и свойствам воды водоемов. Для сточных вод после очистных сооружений нормируется ряд показателей. В частности, стоки не должны увеличивать содержание взвешенных веществ в водоемах общего назначения более чем на 0,75 мг/кг и вызывать окраску, появление запахов и привкусов; величина рН не может превышать 6,58,5; полная биохимическая потребность в кислороде (окисляемость) не должна быть более 6 мг/кг; токсичные вещества не должны содержаться в концентрациях, могущих оказать прямо или косвенно вредные воздействия на живые организмы. Загрязнение сточных вод нефтепродуктами происходит в результате попадания в контур используемой технологической воды мазута и разных масел. Источником загрязнения сточных вод мазутом являются такие элементы мазутного хозяйства, как подогреватели мазута в случае их неплотности, система охлаждения сальников мазутных насосов, система продувки и очистки мазутных форсунок, мазутопроводов и оборудования мазутного хозяйства паром при отключениях для ремонтов или опорожнении с целью предотвращения застывания мазута при выводе оборудования в холодный резерв. Не могут полностью быть исключены и различного рода нарушения: переливы емкостей, утечки через неплотности, перелив мазута в районе эстакады слива и попадание его в ливнестоки.
Источником загрязнения сточных вод маслами являются утечки масла из маслосистем турбин и других механизмов, аварийные утечки масла и утечки при ремонте оборудования. В качестве примера для оценки размеров утечек можно указать на нормируемый расход турбинного масла на долив (восполнение потерь, связанных с утечками) для турбин К-300-240 и Т-100-130, равный соответственно 17,5 и 5,9 т в год.
Загрязнение водоемов нефтепродуктами выражается в образовании пленки на поверхности, воды и появлении запаха и привкуса. Вода, содержащая более 0,1 мг/кг нефтепродуктов, становится не пригодной для хозяйственно-питьевого водоснабжения. Пленка нефтепродуктов нарушает процесс газообмена и проникновения световых лучей, что препятствует процессу естественного самоочищения водоема микроорганизмами.
На ТЭС в схемах очистных сооружений используются методы непосредственного выделения нефтепродуктов из сточных вод: отстаивание (применение нефтеловушек), флотация и фильтрование. Обычно применяется сочетание этих методов [57].
Наиболее перспективной и одновременно более сложной является флотационная очистка. В схемах очистных сооружений применяется воздушная флотация, при которой в качестве гидрофобной поверхности используется поверхность воздушных пузырьков, которыми насыщается очищаемая вода. При дросселировании потока воды с растворенным в ней воздухом образуются комплексы «частица нефтепродуктов пузырек» с последующим отделением выделившихся пузырьков от обрабатываемой жидкости и удалением нефтяной пены с поверхности флотатора вращающимся скребком ( рис. 7.1).
Для современных установок по очистке от нефтепродуктов характерно также применение метода фильтрования эмульгированных нефтепродуктов через пористые среды. В качестве фильтрующих материалов применяются сульфоугли СК-1, СК-2, синтетические смолы КУ-1, АН-2Ф, активированный уголь и др.

Рис. 7.1. Радиальный флотатор:
1 отстойная камера; 2 сбросной лоток для воды; 3 пеноудерживающая перегородка; 4 пеносбросный желоб; 5 электропривод; 6 флотационная камера; 7 скребок; 8 мостик; 9 вращающийся водораспределитель; I очищенная вода; II труба для опорожнения камеры; III пена; IV очищаемая вода.

На рис. 7.2 показана принципиальная схема очистки воды от нефтепродуктов. Для улучшения процесса флотации в качестве коагулянта используется гидроокись алюминия. Приведенная трехступенчатая схема очистки воды от нефтепродуктов обеспечивает снижение содержания нефтепродуктов до 0,30,5 мг/кг.
Для котлоагрегатов, работающих на мазуте, характерно образование отложений на поверхностях нагрева, особенно низкотемпературных. Единственным эффективным средством очистки поверхностей нагрева перед производством ремонтных работ в газоходах является их обмывка водой [54]. Необходимость такой предремонтной обмывки обусловлена токсичностью отложений. Необходимость периодической обмывки поверхностей нагрева возникает и в процессе эксплуатации для улучшения показателей котлоагрегатов. Периодическая обмывка регенеративных воздухоподогревателей (РВП) через 1520 суток работы необходима для поддержания их работоспособности.
Обмывочные воды отличаются высокой токсичностью, обусловленной содержанием серной кислоты и растворимых соединений ванадия, меди, никеля, железа; в них содержатся и механические примеси в виде окислов железа, продуктов механического недожога и др. Количество обмывочных вод, по данным ВТИ, равно 22,5% расхода мазута.
На рис. 7.3 приведена принципиальная схема установки для нейтрализации обмывочных вод. В баке-отстойнике 1 механические примеси (окислы железа, продукты механического недожога и др.) отделяются и с небольшим количеством воды подаются насосом 2 на фильтр-пресс 4, откуда механические примеси



Рис. 7.2. Принципиальная схема очистки воды от нефтепродуктов с напорной флотацией:
1 приемный резервуар-отстойник; 2 насос; 3 напорный бак; 4флотатор; 5 фильтр угольный; 6 фильтр механический; 7 резервуар флотированной воды; I загрязненная вода; II очищенная вода; III подвод воздуха на флотацию; IV подача коагулянта.
попадают посредством шнека 5 в контейнер для шлама 6, а жидкость из бака сброса фильтрата 7 направляется в бак-реактор 3 или бак-нейтрализатор 8. В баке-реакторе раствором хлорной извести производится окисление железа из двухвалентного в трехвалентное таким образом, чтобы количество образовавшегося трехвалентного железа было достаточно для совместного осаждения ванадия. В баке-реакторе производится также частичная нейтрализация кислого раствора едким натром до рН= 34. Образующийся при этом гидрат окиси железа Ре (ОН)3 осаждает практически весь ванадий. Феррованадиевый шлам направляется на фильтр-пресс 4. Жидкость из бака-реактора 3 поступает в бак-нейтрализатор 8, где производится ее окончательная нейтрализация известью до рН=10. При этом осаждается шлам из гидратов окислов металлов, который подается на шламоотвал. Осветленная вода возвращается в бак-отстойник для повторного использования.

Рис. 7:3. Принципиальная схема установки для нейтрализации обмывочных вод:
I обмывочная вода; II шлам, направляемый на шламоотвал.

Установки для химической подготовки воды являются источником кислых и щелочных вод, шлама и вод с высоким солесодержанием. Концентрация кислоты и щелочей в сточных водах колеблется в широких пределах в зависимости от схемы водоподготовки, достигая соответственно 0,51 и 12%. Сброс подобных вод изменяет величину рН воды в водоеме, что отрицательно сказывается на жизни его флоры и фауны. Сброс шлама, содержащего органические вещества, приводит к снижению содержания кислорода и нарушению самоочищающей способности водоема.
Задача очистки сточных вод после установки. Для химической подготовки воды сводится к их нейтрализации и удалению шлама [9]. Обычно нейтрализация осуществляется путем смешивания в баке-нейтрализаторе кислых и щелочных вод с добавлением известкового молока для компенсации недостатка щелочной воды. Осаждение шлама производится в осветлителях с последующей откачкой его на шламоотвал очистных сооружений.
Для защиты внутренней стороны поверхностей нагрева тепломеханического оборудования и пароводяного тракта от коррозии при нахождении в холодном резерве (стояночной коррозии) используется консервация оборудования. Для консервации в большинстве случаев применяется «мокрый» метод, в основе которого лежит заполнение оборудования водой, содержащей определенные реагенты, такие, как гидразин, аммиак, нитрит натрия. Для удаления загрязнений и отложений продуктов коррозии производятся предпусковые и эксплуатационные химические промывки. В качестве реагентов для химической промывки служат кислоты, щелочи, соли аммония, моющие растворы ОП-7 и ОП-10, три-лон Б, гидразин, уротропин и др. Для обезвреживания отработанных растворов после консервации и химических - промывок оборудования применяется нейтрализация кислых и щелочных вод, а также разрушение некоторых примесей химическим способом.
Так, гидразин подвергается окислению хлорной известью
13 EMBED Equation.3 1415
Для разрушения нитрита натрия используется кислота
13 EMBED Equation.3 1415
Разрушение аммиака основано на взаимодействии с хлорной известью:
13 EMBED Equation.3 1415
Шлам, осаждающийся из отработанных растворов, удаляется на шламоотвал.

Рис, 7.4. Схема очистки сточных вод после химической очистки оборудования:I очищаемая вода; II хлорная известь; III известковое молоко; IV воздух; Vсульфид натрия; VI кислота; VIIсброс;
VIII на фильтр-пресс.

На рис. 7.4 приведена одна из схем очистки отработанных вод после химической промывки оборудования. Технология очистки по этой схеме следующая: в котловане 1 осуществляется сбор сточных вод; в осветлителе 2 подщелачива-ние жидкости известковым молоком до рН = 10,5 и химическая обработка отдельных загрязняющих составляющих с осаждением шлама; шлам отводится в шламоотстойник 4, осветленная вода нейтрализуется до рН = 78,5 в отстойнике 3. Сбрасываемая из системы гидрозолоудаления вода может иметь повышенную минерализацию, щелочность и содержать взвешенные вещества.
Для уменьшения количества стоков необходимо стремиться к созданию оборотных систем ГЗУ, исключающих или существенно уменьшающих сброс осветленной воды из золоотвала в водоем. Сброс осветленной воды после ГЗУ в водоемы возможен при условии снижения в ней концентрации примесей до пределов допустимого загрязнения водоемов путем разбавления или очистки.
Допустимое содержание взвешенных веществ в сбросной воде определяется по формуле
13 EMBED Equation.3 1415
где а, b содержание взвешенных веществ соответственно в воде водоема и сбросной воде, мг/кг; Q расход воды в водоеме, м3/с; g расход сбрасываемой осветленной воды; с допустимое увеличение взвеси после смешения сточной воды и воды водоема, мг/кг. В тех случаях, когда после смешения сбросной воды и воды водоема показатель рН воды водоема выходит за пределы 6,58,5, осветленная вода до сброса в водоем должна подвергаться нейтрализации.
Для систем регулирования мощных турбин применяется огнестойкая жидкость «Иввиоль», содержащая высокотоксичные эфиры фосфорной кислоты. Утечки «Иввиоля» могут иметь место при ремонтах системы регулирования турбин. «Иввиолем» обогащаются растворы, используемые для промывки деталей регулирования. Сброс «Иввиоля» в водоемы даже в небольших количествах недопустим, поэтому отработанные промывочные растворы подвергаются, нейтрализации известью. Обезвреженные стоки направляются на биологическую доочистку на станцию очистки фекальных вод. Твердая фракция после нейтрализации выгружается в контейнеры и подлежит захоронению.
7.2. Эксплуатационные мероприятия по уменьшению вредных стоков и перспективы организации работы ТЭС без стоков
Исходное содержание вредных примесей в сточных водах и количество сточных вод зависят от уровня культуры эксплуатации, поэтому одной из задач эксплуатации является своевременное выявление и устранение причин повышенного загрязнения сточных вод. Основным условием правильной организации эксплуатации с точки зрения предотвращения загрязнения сточных вод нефтепродуктами является предотвращение утечек мазута и масел при их сливе, ремонтах оборудования мазутного и масляного хозяйств, своевременное выявление и устранение неплотностей трубной системы в подогревателях мазута и маслоохладителях. Особо важное значение имеет правильная эксплуатация схем опорожнения мазутопроводов и других элементов мазутного хозяйства при выводе их в холодный резерв. Обычно для этих целей применяется метод вытеснения мазута паром. Неправильные оперативные действия при этом могут быть причиной попадания мазута в пароводяной тракт, что приводит к загрязнению оборудования, в особенности поверхностей нагрева теплообменников, к снижению эффективности теплообмена, а также обогащению сточных вод нефтепродуктами.
Для слива масел из турбин и трансформаторов, в том числе аварийного, должны быть предусмотрены специальные емкости; слив масел из маслонаполненных аппаратов и мазута при ремонтах оборудования должен производиться организованно в специальные емкости. Собранные нефтепродукты могут быть затем слиты в емкости мазута, предназначенного для сжигания. В ряде случаев может оказаться целесообразным повторное использование незначительно загрязненных или очищенных от нефтепродуктов сточных вод для технологических нужд, в частности для системы золоудаления, обмывки РВП, гидравлической уборки помещений и др. [69].
Большое значение имеет вопрос наладки технологической схемы водоподготовительных установок, так как при неналаженности схемы и низком уровне эксплуатации они могут быть источником повышенного количества сточных вод. Количество отработанных обмывочных вод зависит от уровня и интенсивности наружных загрязнений поверхностей нагрева котлоагрегатов, которые определяются режимом работы топки и поверхностей нагрева. Выдерживание оптимального воздушного режима, хорошая организация процесса горения, поддержание температурного режима труб низкотемпературных поверхностей нагрева на уровне выше точки росы основные условия максимального ограничения процесса загрязнения поверхностей нагрева.
Количество отработанных обмывочных вод после химических очисток определяется уровнем эксплуатации и в особенности водным режимом котлоагрегатов: соблюдение нормального водного режима, поддержание топочного режима, исключающего большую разверку теплонапряжений и значительные локальные теплонапряжения поверхностей нагрева, являются условиями снижения интенсивности образования внутренних отложений и скорости коррозионных процессов.
Для систем золоудаления с учетом содержания в сбросной воде взвешенных веществ необходимо регулировать время пребывания осветленной воды на золоотвале за счет изменения площади отстойника и уровня воды в нем. Спуск осветленной воды из золоотвала осуществляется через сбросной колодец, расположенный в наибольшем удалении от места выпуска золошлаковой пульпы. В колодце ниже зеркала воды не должно быть неплотностей, в ограждающей золоотвал дамбе промоин, через которые с водой будут выноситься взвешенные вещества.
Самым перспективным мероприятием по уменьшению сброса сточных вод является применение замкнутой системы ГЗУ. Наиболее широко для снижения количества сточных вод применяется повторное использование вод в схеме водоснабжения отдельных технологических объектов ТЭС с употреблением для этой цели системы оборотного водоснабжения, сброса отдельных потоков в систему ГЗУ, использования продувочных вод. Так, продувочная вода систем оборотного водоснабжения может применяться для охлаждения подшипников механизмов, для системы гидрозолоудаления; продувочная вода котлоагрегатов в некоторых случаях может быть использована для подпитки теплосети.
Весьма существенным и определяющим показателем является качество работы очистных сооружений, наладка и отработка оптимальных режимов схем нейтрализации и обезвреживания вредных примесей в сточных водах.
Применяемые схемы, как правило, не обеспечивают полной очистки сточных вод от загрязнений. В настоящее время сформулированы следующие перспективные направления организации работы ТЭС с комплексным решением вопроса ликвидации стоков.
Сточные воды химводоподготовительных установок после нейтрализации имеют высокое солесодержание. Солесодержание сбрасываемых вод не должно превышать 1000 мг/кг, в том числе хлоридов должно быть не менее 350 мг/кг, сульфатов менее 500 мг/кг. Перспективным способом прекращения сброса сильно минерализованных вод является переход на термический (дистилляционный) способ приготовления добавочной воды. Схема обессоливания и обезжелезивания должна применяться в паросиловом цикле для всех потоков конденсата. Количество солевых сбросов в этом случае уменьшается в сотни раз.
Создание оборотных систем ГЗУ в большинстве случаев не решает проблемы полного прекращения сброса, так как необходима продувка системы. Сочетание оборотной системы ГЗУ с использованием продувочной воды после предварительной ее обработки для питания испарителей может позволить полностью прекратить сброс воды из системы ГЗУ.
Система обмывки РВП и поверхностей нагрева котлоагрегатов должна быть полностью замкнутой. Это возможно при условии полной нейтрализации отработанных растворов с применением аммиака. Обезвоженный шлам может быть использован на металлургических заводах для извлечения ванадия, никеля, меди. Применение аммиака увеличивает концентрацию сернокислого аммония в оборотной системе обмывки, в связи с чем возникает необходимость ее продувки с использованием продувочной воды для агротехнических целей вместо обычных азотных удобрений.

Имеется принципиальная возможность существенного упрощения схем очистки вод от нефтепродуктов и ограничиться нефтеловушками при условии повторного и многократного использования этих вод для охлаждения механизмов, мокрого золоулавливания и др. Разумеется, в этом случае должны применяться более эффективные многоярусные нефтеловушки.
Воды после химической очистки теплосилового оборудования и после его консервации должны сбрасываться в систему ГЗУ или в качестве добавки в систему охлаждения. Продувочные воды испарителей и паропреобразователей следует подвергать глубокому упариванию; образующиеся при этом осадки должны перерабатываться или подвергаться захоронению.

Рис. 7.5. Схема сжигания эмульсии: 1 подогреватель мазута; 2 дозирующее устройство; 3 подогреватель воды; 4 смеситель; 5 насос низкого давления; 6 горелки; 7 котлоагрегат; А мазут; В вода; С воздух.

6. Перспективным может считаться метод термической переработки сточных вод. В основе этого метода лежит концентрация загрязняющих примесей в стоках с последующим «сжиганием» этих концентратов совместно с основным топливом или с использованием автономных горелочных устройств. Концентраты нефтепродуктов целесообразно дозировать в основное топливо мазут, превращая смесь мазут вода в топливную эмульсию. Равномерность распределения и тонкое диспергирование капель воды в эмульсии обеспечивают долговечность этих эмульсий, устойчивость и надежность работы топочных устройств. Тонкодисперсная эмульсия, попадая в камеру сгорания, подвергается воздействию высоких температур. Вода, заключенная в оболочке топлива, быстро нагревается и за счет разности температур кипения воды и жидкого топлива, переходя в парообразное состояние, разрывает оболочку, т. е. происходит «микровзрыв» капли. Это явление играет роль вторичного диспергирования топлива, тем самым способствуя увеличению скорости и полноты горения. Схема приготовления и сжигания водомазутной эмульсии приведена на рис. 7.5.
Комплексное решение вопроса ликвидации стоков не только уменьшает загрязнение окружающей среды, но и позволяет упростить отдельные элементы очистных сооружений и снизить их стоимость, утилизировать отходы для промышленных и сельскохозяйственных целей.
Проблему организации бессточной работы ТЭС, очевидно, можно решить посредством применения технико-экономически обоснованного сочетания перечисленных нами и ряда других методов ликвидации отдельных стоков.
7.3. Составляющие вредных выбросов с дымовыми газами
в атмосферу
В связи с быстрым ростом промышленности и энергетики, концентрацией энергетических мощностей перспектива нарушения экологического равновесия вследствие загрязнения атмосферы вредными выбросами заставляет искать действенные пути их ограничения.
Дымовые газы котельных установок ТЭС загрязняют воздушный бассейн летучей золой (уносом, содержащим золу и недожог топлива), окислами серы и азота. При неудовлетворительном топочном режиме или нарушениях его в дымовых газах могут содержаться СО и углеводороды.
Для ограничения выбросов и соблюдения предельно допустимых концентраций (ПДК) загрязняющих примесей в атмосфере установлены следующие категории ПДК: ПДКр.з концентрация вредного вещества в воздухе рабочей зоны; эта концентрация не должна вызывать профессиональных заболеваний или отклонений в состоянии здоровья работающих в рабочей зоне; ПДКм.р максимальная разовая концентрация вредного вещества в воздухе населенных, мест; эта концентрация не должна вызывать рефлекторных реакций в организме человека; ПДКс.с среднесуточная котщентрация вредного вещества в воздухе населенных мест; эта концентрация не должна оказывать на человека прямого или косвенного вредного воздействия в условиях неопределенно долгого круглосуточного вдыхания. Значения перечисленных ПДК (мг/м3), утвержденные Главной санитарной инспекцией СССР, приведены в табл. 7.1.

Компоненты
ПДКр.з
ПДКм.р
ПДКс.с

SO2
NO2
ПДКSO2/ПДКNO2
10
5
2
0.500
0.085
6.000
0.050
0.085
0.600

В последней строке приведено отношение токсичности SO2/NO2 (в рабочей зоне NO2 вреднее SO2 в 2 раза, при максимальном, разовом восприятии в 6 раз, а в случае непрерывного воздействия при среднесуточных уровнях ПДК 502 оказывается токсичнее). ПДКм.р Для взвешенных твердых частиц золы в приземном слое атмосферы составляет 0,5 мг/м3, для СО 3 мг/м3; для пятиокиси ванадия ПДКс.с=0,002 мг/м3.
С точки зрения токсичности с учетом количественного фактора наибольшую опасность представляют окислы азота и серы. Следует учитывать также суммирование токсического действия при наличии в атмосфере нескольких токсичных ингредиентов, которые в сумме оказывают такое же воздействие на окружающую природу, как эквивалентное количество одного из компонентов. Допустимая сумма концентраций N02 и S02 определяется по выражению
13 EMBED Equation.3 1415
Величина максимальной приземной концентрации вредного вещества в атмосферном воздухе при выбросе уходящих газов рассчитывается по формуле (СН 36974) [76]
13 EMBED Equation.3 1415
где А коэффициент, зависящий от температурной стратификации атмосферы, с2/3 мг/кг град1/3; Мтр количество выбрасываемого через трубу вредного вещества, г/с: Р безразмерный коэффициент, учитывающий скорость оседания вредных веществ в атмосферном воздухе; т, п безразмерные коэффициенты, учитывающие условия выхода дымовых газов из-трубы; Н высота трубы, м; разность между температурой выбрасываемых газов и температурой воздуха, ° С; Утр объем выбрасываемых из трубы дымовых газов, м3/с Значения коэффициентов А, Р, т, п определяются из СН 36974.
Расчет выбросов золы (с учетом механического недожога), 502 и N02 производится по формулам [16]:
М3 = 0,01(Ар + q4)Baун(1-13 EMBED Equation.3 1415);
МS02= 0,02 Sp B(1-13 EMBED Equation.3 1415)(1-13 EMBED Equation.3 1415);
13 EMBED Equation.3 1415
где В расход натурального топлива, кг/с; 13 EMBED Equation.3 14153 к.п.д. золоуловителя (доля улавливаемой золы); аун доля золы, уносимой газами из топки; 13 EMBED Equation.3 1415, доля окислов серы, улавливаемых с летучей золой в газоходах котлоагрегата и в золоуловителе (равен для мазута 0,02, для большинства топлив 0,1; для сухих золоуловителей т^ = 0, для мокрых 0, 10,2); К выход окислов азота на 1 кг натурального топлива, кг/кг; р безразмерный коэффициент, учитывающий влияние конструкции топки и специальных мероприятий по снижению образования N02.
Из формулы (7.1) видно, что самым радикальным средством для снижения концентрации вредных веществ в приземном слое атмосферы за счет рассеивания является увеличение высоты дымовой трубы, что и объясняет современную тенденцию строительства дымовых труб высотой 180, 250 м и выше. Наряду с этим, в особенности для действующих станций, могут применяться также некоторые организационные и режимные мероприятия.
Фактическая концентрация вредных веществ на уровне земли существенно зависит также от некоторых метеорологических факторов, характеризующих состояние атмосферы, в частности от уровня интенсивности турбулентности, зависящей от средней скорости ветра по горизонтали (рост ее уменьшает интенсивность турбулентности), и от пульсаций вертикальной составляющей скорости ветра (увеличение пульсаций повышает интенсивность турбулентности). Поэтому могут оказаться эффективными мероприятия по кратковременному снижению вредных выбросов в атмосферу при особо неблагоприятных метеорологических условиях.
Весьма эффективны методы регулирования выбросов 50ж для полупиковых ТЭС и городских ТЭЦ за счет варьирования качеством (с точки зрения-серосодержания) сжигаемого топлива с учетом кратковременности периодов работы электростанций с максимальными нагрузками, в течение которых должно сжигаться топливо с минимальным серосодержанием. Достаточно эффективное использование такого метода при сжигании мазута возможно лишь при условии наличия технологической схемы подачи топлива в котельную и мазутных емкостей, обеспечивающих дифференцированное хранение и подачу в котельную мазута с различным серосодержанием.
Ниже рассмотрены основные вредные выбросы ТЭС в атмосферу и меры по их снижению.
7.4. Выбросы окислов азота и методы их подавления
При сжигании органического топлива при высокой температуре азот топлива и воздуха подвергается окислению до N0. Доля окислов азота, образовавшихся за счет окисления азота топлива, зависит как от температуры процесса (с повышением температуры она падает), так и от концентрации азота в топливе [21].
Содержание азота в топливе изменяется в широком диапазоне. Так, в гумусовых углях оно изменяется от 0,4 до 4,2%, для сапропелитов до 5,7%. Наиболее низкое содержание азота в молодых бурых углях (0,61%) и антрацитах (0,41%), в мазутах 0,30,6%.
При сжигании топлива с незначительными избытками воздуха в зоне горения окись азота преимущественно образуется за счет окисления азота воздуха, и этот процесс является определяющим. Скорость окисления азота зависит от скоростей прямой и обратной реакций, и всякое изменение температуры смеси изменяет величину равновесной концентрации N0:
13 EMBED Equation.3 1415
Повышение температуры за счет горения вызывает течение реакции в сторону образования N0, последующее понижение температуры газов за счет их охлаждения в сторону разложения. Доказано [54], однако, что разложение образовавшейся окиси азота возможно лишь при скоростях охлаждения ниже 10° С/с. Так как такие малые скорости охлаждения создать в газоходах котлоагрегатов невозможно, то при обычном сжигании топлива трудно бороться с высокими концентрациями окиси азота путем ее разложения, в процессе охлаждения.
С повышением температуры горения увеличивается образование окиси азота в связи с уменьшением характерного времени реакции, представляющего время, в течение которого достигается равновесная концентрация N0 при постоянной скорости реакции, равной начальной. Зависимость характерного времени реакции окисления азота от температуры процесса представлена на рис. 7.6 [88].
Расчеты токсичных выбросов окислов азота с дымовыми газами производятся с учетом окисления NO до NO2:

13 EMBED Equation.3 1415
причем в котельном агрегате лишь небольшая доля N0 окисляется до N02, основная масса N0 окисляется в атмосфере [88].
Изучение механизма образования окислов азота позволяет сделать вывод, что уменьшение образования окислов азота из азота воздуха в топках может быть достигнуто за счет снижения температуры в ядре факела, уменьшения концентрации кислорода и времени пребывания газов в зоне высоких температур.
Уменьшение температуры процесса возможно посредством ввода рециркулирующих дымовых газов, пара или воды, уменьшения нагрева воздуха. Снижение температуры и одновременно избытка воздуха ниже стехиометрического достигается организацией двухступенчатого сжигания, при котором все количество топлива сжигается при значительном недостатке воздуха, а не-догоревшее топливо дожигается при избытке воздуха более 1 после зоны с максимальной температурой.

Рис.7.6. Характерное время реакции окисления азота.

Рециркуляция дымовых газов в настоящее время является широко распространенным методом снижения образования окислов азота. Эффективность рециркуляции главным образом зависит от способа ввода рециркулирующих газов в топку. На рис. 7.7 приведены данные зарубежных исследований разных методов ввода рециркуляции [21], на рис. 7.8результаты отечественных исследований влияния способа ввода рециркулирующих газов на снижение концентрации окислов азота при сжигании мазута (данные ВТИ). Эти результаты свидетельствуют, что наиболее широко применяемые в настоящее время методы ввода рециркулирующих газов через под топки или через шлицы



Рис. 7.7. Влияние доли рециркуляции дымовых газов на снижение концентрации окислов азота:
1 ввод рециркулирующих газов через горелки; 2 ввод рециркулирующих газов через холодную воронку.

Рис. 7.8. Влияние способа ввода рециркулирующих газов на снижение концентрации окислов азота (топливо мазут):
1 через шлицы, расположенные в поду топки; 2 через шлицы, расположенные под горелками; 3 во вторичный воздух горелок; 4в воздуховод перед горелками.

в районе горелок являются наименее эффективными. При вводе же рециркулирующих газов в воздуховоды перед горелками даже в сравнительно небольших количествах (1220%) количество образующихся окислов азота снижается в два раза. Влияние различных способов ввода рециркулирующих газов обусловлено различным достигаемым уровнем температуры процесса горения: чем ниже этот уровень, тем эффективнее способ.
Выход окислов азота уменьшается при снижении нагрузки котлоагрегата, что объясняется уменьшением температуры горения, а также при уменьшении избытка воздуха в топке, хотя при этом и происходит повышение температуры процесса. Количественная сторона этих зависимостей определяется видом топлива и конструкцией топки, однако указанный качественный характер их свойствен всем топкам и видам топлива.
Существенный эффект наблюдается при двухступенчатом сжигании топлива. Здесь, как уже было отмечено, имеет место 4 действие двух положительных факторов: снижение коэффициента избытка воздуха в ядре горения до уровня ниже стехиометрического и понижение температуры процесса. При ступенчатом сжигании достигается снижение образования окислов азота на 3050% при сжигании газа и на 2035% при сжигании мазута.

Рис. 7.9. Влияние температуры подогрева воздуха на выход азота.

Есть основания считать перспективным метод уменьшения образования окислов азота путем впрыска воды в топку в целях снижения температуры процесса. Для мазутных котлов речь должна идти об использовании водомазутных эмульсий по схеме рис. 7.5 в сочетании с применением для приготовления эмульсии сточных нефтесодержащих вод.
Уменьшение подогрева воздуха влияет в направлении снижения образования окислов азота, однако вследствие того, что подогрев воздуха связан с утилизацией тепла уходящих газов, осуществление специальных мер для снижения подогрева воздуха вызывает заметную потерю экономичности. Влияние температуры подогрева воздуха на выход N02 иллюстрируется рис. 7.9.
Кроме устройств рециркуляции дымовых газов и двухступенчатой схемы сжигания, на выход окислов азота влияют и другие конструктивные особенности топок. Для подавления окислов азота горелочные устройства должны быть малопроизводительными с равномерным распределением по всему периметру топочной камеры. Для горелок большой производительности вследствие концентрации факела в малом объеме характерны повышенные локальные температуры и как следствие повышенное образование окислов азота.
Конструкцией, благоприятной для снижения образования окислов азота, является топка с многоярусными угловыми горелками при тангенциальном расположении их. В целом количество образующихся окислов азота определяется по выражению
13 EMBED Equation.3 1415
где 13 EMBED Equation.3 1415 максимальное количество образующихся окислов азота в привязке к конкретному режиму, кг/с; ка, квоз, крец, ксж безразмерные коэффициенты, учитывающие уменьшение окислообразования соответственно за счет снижения избытка и температуры воздуха, ввода рециркулирующих газов и двухступенчатого сжигания (ксж = 0,60,7).
Предложены и другие формулы для расчета образования окислов азота, отражающие основные зависимости окислообразования от режимных факторов. В частности, Институтом газа АН УССР и Саратовским политехническим институтом предложена формула
13 EMBED Equation.3 1415
где к удельная величина выбросов окислов азота для данного котлоагрегата (мг/м8) при номинальной паропроизводительности и значениях ат = 1, г = 0; r=0;aT коэффициент избытка воздуха в топке; 13 EMBED Equation.3 1415 относительная нагрузка котлоагрегата; r степень рециркуляции.
Имеются данные о влиянии системы газоочистки на выбросы окислов азота в атмосферу. Так, для электрофильтров экспериментально установлено снижение содержания окислов азота примерно на 20%, что связано с окислением N0 в N02 озоном, образующимся при коронировании и нейтрализации N02 компонентами летучей золы, имеющими основной характер. При «мокрой» системе газоочистки снижения содержания окислов азота не наблюдается вследствие незначительной растворимости в воде N0.
Многочисленными зарубежными опытами установлено, что в настоящее время отсутствуют присадки к топливу, которые можно было бы признать эффективными для использования с целью снижения образования окислов азота или их связывания (разложения) [21].
В табл. 7.2 приведены данные о сравнительной эффективности способов подавления N0» по результатам зарубежных исследований [91].
Наиболее правильным подходом к решению проблемы подавления окислов азота в дымовых газах следует считать применение сочетания различных способов с обязательной оценкой их технико-экономической эффективности.
В связи с перспективой более широкого применения газотурбинных установок (ГТУ) вопрос ограничения выбросов окислов азота с отработавшими газами ГТУ также приобретает большое значение. Основными токсичными компонентами выбросов от ГТУ при сжигании жидкого и газообразного топлив являются

Топливо
Снижение образования NOx , %


а
б
а+б
в
а+в
г

Природный газ
33
50
90
33
80
10

Мазут
33
40
73
33
70
10

Уголь
25
35
60
33
55
10

Примечания: а снижение избытка воздуха; б двухступенчатое сжигание; в рециркуляция продуктов сгорания; г впрыск воды.
окислы азота. Объемная концентрация N0 в продуктах сгорания ГТУ находится на уровне 0,030,06%- Основными способами снижения образования 1ЧОж в ГТУ являются: интенсификация смесеобразования во фронтовой зоне камеры сгорания (применение многогорелочных устройств, струйно-стабилизаторного способа сжигания и др.) при коэффициенте избытка первичного воздуха ат 13 EMBED Equation.3 14151,61,8, что дает возможность снизить локальные максимальные температуры в зоне горения (при этом экспериментально получено снижение образования окислов азота в 1,82,5 раза); впрыск воды в зону горения в количестве Gв/Gт = 0,81,1 (снижение концентрации N0x в 22,5 раза); применение высокофорсированных камер сгорания с последовательным подводом воздуха (многоступенчатое сжигание), что дает возможность уменьшить время пребывания продуктов сгорания в зоне максимальных температур.
7.5. Выбросы окислов серы
При сжигании топлива вся сера, содержащаяся в его горючей массе, окисляется с образованием 302 и 303. При стехиометрическом сжигании топлива практически вся сера окисляется до S02, а концентрация S03 ничтожно мала.
Основными факторами, определяющими образование S03 при сжигании топлива, являются содержание серы в топливе, концентрация кислорода и температура в зоне образования S0з (нагрузка котлоагрегата). На рис. 7.10 приведены основные зависимости, определяющие связь между концентрацией S03 и режимными параметрами котлоагрегатов, работающих на сернистом мазуте [43].
Конверсия S0г в S03 из-за незначительной величины концентрации S03 в дымовых газах не имеет серьезного значения с точки зрения количества токсичных выбросов окислов серы, Отрицательное влияние конверсии.S0г в S03 заключается не столько в непосредственном воздействии S03 на окружающую среду, сколько в существенном повышении коррозионной агрессивности продуктов сгорания, в результате чего имеют место значительные коррозионные разрушения и наружные загрязнения поверхностей нагрева в низкотемпературной области газового тракта котлоагрегата. Интенсификация коррозионных процессов и рост отложений продуктов коррозии приводят к необходимости более частых обмывок поверхностей нагрева, что увеличивает количество вредных стоков. Низкотемпературная коррозия может вызывать также нарушения режима котлоагрегата, увеличивающие выброс агрессивных газов в атмосферу.
Разработанные методы снижения выбросов 50г (снижение исходного содержания серы в топливе, связывание 50г химическим воздействием на уходящие газы) пока не получили еще заметного промышленного развития. Это связано как со сложностью, так и высокой стоимостью этих методов.
Очистка дымовых газов от окислов, серы принципиально может быть осуществлена адсорбцией окислов серы или химическим превращением их в другие вещества. Технологически различаются две группы методов очистки; «мокрые» и «сухие».
В качестве поглотителей в «мокрых» методах применяются водные растворы (суспензии) веществ, переводящих окислы серы в сернокислые или сернистокислые соли.
«Сухие» методы основаны на взаимодействии окислов металлов (А1, М Ре и др.) с окислами серы с образованием сульфитов и сульфатов.
В СССР разработаны и экспериментально проверены некоторые методы очистки дымовых газов от СОг:
известковый «мокрый» (поглотитель водная суспензия извести);
магнезитовый (поглотитель водная суспензия магнезита);
аммиачно-автоклавный и аммиачно-циклический (поглотитель раствор сульфит-бисульфита аммония);
щелочно-алюминатный «сухой» (адсорбент подщелоченный гель окиси алюминия).

Рис. 7.10. Зависимость концентрации серного ангидрида от избытка кислорода в дымовых газах за паропроизводильности котлоогрета и разном содержании серы в мазуте
Степень очистки в перечисленных методах 8090%, побочными продуктами являются в зависимости от метода очистки элементарная сера, сульфат аммония, серная кислота, сульфит и сульфат кальция. Относительно отработаны и рекомендуются к внедрению магнезитовый и аммиачно-циклический методы.
Перспективны процессы газификации мазута и получения из нефти малосернистых топлив путем гидрокрекинга, что является радикальным методом с точки зрения защиты воздушного бассейна и защиты котельного агрегата от коррозии и золового износа.
7.6. Выбросы золы
Проблема снижения выбросов золы в атмосферу успешно решается посредством применения эффективных схем золоулавливания. Повышение эффективности золоулавливания достигается в результате применения электрофильтров, мокрых золоуловителей (МП-ВТИ, золоуловителей с сопловыми струйными аппаратами типа «Вентури»), двухступенчатых схем золоулавливания. Для улавливания взвешенного уноса мазутных котлоагре-гатов применяются высокотемпературные электрофильтры, которые в целях повышения эффективности их работы, в особенности при сжигании малосернистых топлив, устанавливаются в рассечку конвективной шахты при температурах 350450° С [61].
Представляет интерес комплексный подход к решению проблемы снижения выбросов золы в атмосферу. Эти выбросы содержат не только золу, но и продукты недожога, образующие в совокупности «унос».
Одним из возможных методов существенного снижения потерь с механическим недожогом является возврат и дожигание горючих уноса.
Весьма актуален также вопрос использования минеральной части топлива. Актуальность проблемы использования золы и шлака, с одной стороны, обусловлена высокими темпами развития энергетики и возрастающими в связи с этим трудностями при решении вопросов золоудаления и складирования золы. Повышение эффективности золоулавливающих устройств, которое диктуется требованиями уменьшения выбросов в атмосферу, означает соответствующее увеличение выхода золы, которая должна поступать на золоотвал. С другой стороны, эта проблема имеет и самостоятельное экономическое значение, так как зола и шлак могут быть сырьем для получения стройматериалов и изготовления изделий, применяемых в строительстве и промышленности.
Зола и шлак электростанций не только являются даровым сырьем, но в большинстве случаев имеют «отрицательную» стримость, так как их использование позволяет снизить затраты на транспорт и складирование.
Комплексным решением вопроса является энерготехнологическая схема дожигания уноса и утилизации золы. По этой схеме унос, улавливаемый в сухом золоуловителе, возвращается в дожигательный циклон, подключаемый в качестве предтопка к топке котлоагрегата. В качестве топлива для дожигательного циклона используется газ или мазут. Продукты сгорания этого топлива и уноса поступают из циклона в топку с последующим использованием их тепла по тракту котлоагрегата. По охлаждающей воде циклон включается в циркуляционный контур котлоагрегата. Для улавливания уноса с целью последующего возврата и дожигания горючих устанавливаются сухие золоуловители. В случае применения мокрого золоулавливания они могут устанавливаться в качестве, предвключенной ступени. Такая двухступенчатая схема целесообразна не только с точки зрения организации возврата уноса, но и в интересах охраны окружающей среды.
Описанная схема с учетом результатов ее экспериментальнбй проверки позволяет решить вопрос эффективного дожигания горючих уноса [55]. В дожигательном циклоне можно добиться высокой интенсификации процесса при значениях теплонапряжения 68 МВт/м3. Выход уноса, транспортируемого на золоотвал, снижается при этом на 1015% по весу. Кроме того, можно практически полностью расплавить возвращенную в циклон золу (выход жидкого шлака 8590%) и организовать утилизацию шлака для целей промышленности и строительства. Выход шлака вместо золы на золоотвал предпочтительнее, так как при этом примерно в два раза снижается необходимая емкость золоотвала.
Использование циклона для получения стабильного выхода расплава золы требуемой вязкости становится возможным благодаря автономности режима циклона, не связанного с режимом работы котлоагрегата. Эта автономность обеспечивается тем, что теплопроизводительность циклона равна 56% номинальной теплопроизводительности котлоагрегата, в связи с чем могут быть обеспечены стабильный режим его работы и постоянное теплонапряжение в нем, независимо от нагрузки и режима котлоагрегата.
7.7. Экономическая эффективность снижения выбросов вредных веществ в окружающую среду
Ликвидация вредного воздействия хозяйственной деятельности на окружающую среду возможна на основе создания безотходных технологических процессов, утилизирующих вредные для биосферы вещества, или на основе обезвреживающей очистки выбросов, создания защитных санитарных зон в районе предприятий источников выбросов.
Как организация безотходной технологии, так и обезвреживание выбросов и создание защитных зон связаны со значительными капитальными и эксплуатационными затратами. Сложность решения этих допросов, наличие вариантов решения, которым соответствуют различные уровни эффективности и затрат, предполагают необходимость технико-экономического анализа для выбора оптимального варианта решения вопроса защиты окружающей среды & каждом конкретном случае. Подобный анализ возможен с учетом экономического ущерба от загрязнения окружающей среды неутилизируемыми и необезвреженными выбросами, однако определение этого ущерба в единицах, сопоставимых с затратами, связанными с устранением ущерба, является трудной задачей. Величина этого ущерба должна определяться с учетом обуслошленной выбросами коррозии основных фондов и материалов в зоне загрязнения, снижения урожайности и питательной ценности сельскохозяйственных культур, ухудшения лесного фонда, уменьшения продуктивности рыбного хозяйства, увеличения затрат на обеспечение необходимого качества потребляемой воды, роста потерь рабочего времени и связанных с этим затрат на медицинское обслуживание, социальное страхование и др.
Расчет дополнительных затрат в отраслях хозяйства в результате загрязнения окружающей среды методологически пока еще не отработан. Имеются лишь данные ориентировочной оценки этих затрат (ущерба). Так, согласно анализу планово-прогнозных разработок на 1971-1980 гг., ориентировочный эффект намечаемых мероприятий по охране воздушного бассейна от загрязнения составит более 2 млрд. руб. в год [14]. По данным ВТИ, в США ущерб от выброс а в атмосферу 17 млн. т S02 в год доходит до 1,4 млрд. долларов, при этом ущерб от выброса 1 т составляет 50 долларов, а <рт выбросов 50г, связанных со сжиганием 1 т мазута (Sp=3%),3 доллара.
Условие целесообразности применения безотходной технологии на базе утилизации отходов или обезвреживания стоков определяется формулой
13 EMBED Equation.3 1415
где S1 приведенные затраты на продукцию, дополнительно получаемую путем утилизации отходов (или на обезвреживание отходов в исходном варианте); S2 приведенные затраты на получение аналогичной продукции в конкурирующем технологическом процессе (или на об»езвреживание отходов в конкурирующем варианте); 13 EMBED Equation.3 1415 увеличение экономического ущерба от загрязнения окружающей среды при переходе от исходного варианта к конкурирующему.

8. ОПЕРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ И ОСНОВЫ АСУ ТЭС
8.1. Понятие системы оперативного управления на ТЭС и ее структура
Система оперативного управления данным объектом представляет комплекс связанных с объектом и между собой технических средств управления оборудованием, сбора, обработки и представления информации, при помощи которой обслуживающий персонал может управлять объектом на всех режимах его работы и обеспечивать ведение технологического процесса с заданными технико-экономическими показателями.
Организация и структура системы оперативного управления на ТЭС зависят от конструктивной сложности и компрновки оборудования, его статических и динамических характеристик, уровня автоматизации технологических процессов.
Система управления оборудованием ТЭС состоит из информационной подсистемы и подсистем сигнализации, дистанционного управления, автоматического регулирования, технологической защиты и блокировки [2].
Функциональная задача информационной подсистемы заключается в непрерывном сборе, обработке и представлении информации о ходе технологического процесса и состоянии обрудования, а также в получении данных, необходимых для расчета технико-экономических показателей и анализа режимов работы ТЭС. Информационная подсистема включает первичные приборы (датчики), преобразователи, вторичные приборы, а также средства передачи, представления и обработки информации. На ТЭС применяются информационные подсистемы различной степени сложности с использованием как обычных средств контроля и ручной обработки информации, так и современных средств централизованного контроля и обработки данных, включая расчет технико-экономических показателей с помощью вычислительных машин. Применение сложных информационных систем с использованием ЭВМ технико-экономически оправдано прежде всего для мощных ТЭС с блоками 200 МВт и выше, а также для крупных ТЭЦ, в первую очередь с турбинами Т-250-240.
Задача подсистемы сигнализации состоит в организации в виде светового или звукового сигнала информации о нарушении нормальной работы оборудования и нормального хода технологического процесса. Такая информация позволяет своевременно обратить внимание персонала на возникшие нарушения и способствует принятию правильных решений, направленных на восстановление нормального режима работы оборудования и предупреждение аварийного развития ситуации. Сигнализация подразделяется на технологическую, предупреждающую об отклонении параметров работы оборудования от установленных пределов и нарушении нормального режима технологического процесса, и аварийную, дающую информацию о положении механизмов и аварийном состоянии оборудования. Как правило, звуковые сигналы служат для дублирования световых сигналов, осуществляемых лампами различного цвета и световыми табло.
Подсистемы дистанционного управления и автоматического регулирования включают средства и устройства дискретного воздействия на приводы различных механизмов и запорно-регулирующей аппаратуры, осуществляемого дистанционно со щитов управления или автоматически по заданной программе. Дистанционное управление может быть- индивидуальным, характеризующимся наличием отдельного коммутационного устройства для каждого привода, или групповым. В последнем случае обеспечивается одновременная подача команды на ряд приводов или на один привод группы функционально связанных механизмов, дальнейшее управление которыми будет производиться автоматически по определенной заданной программе. Высший уровень организации автоматического управления обеспечивается применением специализированных и универсальных управляющих машин, осуществляющих координацию действий .различных подсистем оперативного управления оборудованием ТЭС.
Современные ТЭС характеризуются высокой степенью централизации дистанционного управления, так что примерно 80% приводов запорно-регулирующей аппаратуры и 90% вспомогательного оборудования управляются с блочных или групповых щитов управления [2].
Подсистема автоматического регулирования является важнейшей составной частью системы управления и служит для поддержания регулируемых параметров на заданном уровне или изменения их по определенному закону, а также для обеспечения заданного соотношения между отдельными величинами и оптимального протекания технологического процесса. Автоматическое регулирование повышает экономичность и надежность работы оборудования ТЭС, облегчает условия работы персонала и повышает производительность труда.
На ТЭС могут применяться автоматические регуляторы различных типов. Наибольшее применение получили электронные регулирующие приборы и электрические исполнительные механизмы.
Подсистема технологической защиты и блокировки служит для предупреждения аварий и повреждений оборудования. Средствами технологической защиты и блокировки оснащается как основное, так и вспомогательное оборудование ТЭС. При помощи их производится автоматическое отключение неисправных агрегатов и механизмов и включение резервных, а также снижение нагрузки, останов блоков или перевод их на холостой ход и растопочную нагрузку.
Структура управления существенно различается для ТЭС с блочной компоновкой оборудования в виде отдельных блоков котлоагрегат турбина генератор трансформатор и ТЭС с поперечными связями по пару и питательной воде.
Применение блочной компоновки основного оборудования ТЭС обусловило переход на новые принципы управления, которые характеризуются созданием единой централизованной системы управления агрегатами блока, все элементы которой размещаются на блочном щите управления, и отсутствием цеховой структуры оперативной подчиненности персонала. Организация управления на ТЭС с поперечными связями основывается, как правило, на раздельном управлении однотипным оборудованием. По схеме с поперечными связями в настоящее время сооружаются теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) с начальным давлением пара до 12,75 МПа. Такую же схему имеют также ранее строившиеся КЭС, работающие на цикле без промперегрева.

8.2. Использование для управления на ТЭС вычислительных машин
Усложнение энергетического оборудования и внедрение блоков, представляющих комплекс согласованно действующих основных агрегатов и их вспомогательных механизмов, вызвало резкое увеличение объема средств контроля и регулирования и выдвинуло более высокие требования к качеству управления. Для обеспечения экономичности и надежности современных энергоблоков требуется непрерывный (в темпе производства) контроль большого числа параметров и быстрый расчет и анализ технико-экономических показателей работы и состояния оборудования. Сбор и обработка такого значительного объема информации «вручную» становится не под силу самому квалифицированному персоналу. Это обусловливает необходимость применения в современных системах контроля и управления на ТЭС электронных вычислительных машин. На ТЭС могут применяться достаточно сложные вычислительные машины, выполняющие функции как контроля, так и управления (централизованные системы управления), либо специализированные вычислительные машины с ограниченными функциями управления.
В СССР внедрение вычислительной техники на ТЭС осуществляется с 1960 г. За это время применительно к определенному типу энергетических блоков разработано несколько управляюще-вычислительных комплексов («Сириус», «Комплекс», «М-7», «Днепр», АСВТ «Комплекс») и информационно-вычислительных машин. Краткая характеристика разработанных систем автоматического управления приведена в табл. 8.1 [29].



Таблица 8.1



Система «Комплекс» в соответствии с проектом должна обеспечивать возможность автоматического пуска и останова блока, автоматического регулирования основных параметров на всех режимах работы блока, а также выполнение переключений и изменение рабочих параметров, необходимых для оптимизации режима работы оборудования в связи с изменением нагрузки и выходом из строя части оборудования. Функции аварийной защиты оборудования выполняются независимой системой

Рис. 8.1. Структурная схема организации управления и контроля блока 300 МВт с информационно-вычислительной машиной ИВ-500 УВМ типа «Днепр» и функциональные логические устройства. Независимая система контроля и защиты
Информационно-вычислительная машина ИВ-500
Во всех системах вычислительная машина осуществляет циклический опрос параметров (предусматривается также возможность избирательного опроса), обработку полученной информации и расчет технико-экономических показателей блока, а также сигнализацию об отклонениях контролируемых параметров за заданные пределы. Основные результаты контроля и переработки данных периодически фиксируются на цифропечатающем устройстве и электронных цифровых табло, В последнее время начинает находить применение система представления информации с ЭЛТ (электронно-лучевыми трубками). Возможности различных систем различаются в основном объемом функций управления.
Вычислительная машина типа М-7 выполняет ограниченные функции управления. Она может производить пуск блока из различных температурных состояний, а также останов блока с различной программой расхолаживания.
Система управления «Сириус» базируется на использовании вычислительной машины «Днепр», причем основная роль в управлении блоком принадлежит автономным логическим управляющим устройствам-автоматам. В функции вычислительной машины входит включение и отключение автоматов, координация и контроль их работы, изменение заданий автоматам, если изменение технологических процессов не учитывается заложенными в них программами, а также управление объектами, не подчиненными автоматам.
Некоторые блоки мощностью 300 МВт снабжены информационно-вычислительными машинами ИВ-500. Структурная схема контроля и управления блоком 300 МВт с использованием машины Т4В-500 приведена на рис. 8.1. Вычислительная машина осуществляет контроль более 80% параметров, характеризующих работу блока, а также производит сигнализацию и регистрацию отклонений параметров за заданные пределы, обработку полученной информации и расчет технико-экономических показателей блока. Остальные параметры контролируются индивидуальными приборами, с помощью которых выполняются аварийная сигнализация и защита.
Точное определение экономической эффективности применения вычислительных машин в системах управления на ТЭС в настоящее время еще не представляется возможным. Однако грубая оценка показывает, что окупаемость систем с информационно-управляющими машинами составляет 3,55 лет [29]. Применение вычислительных машин основной путь перехода к более высокому уровню автоматизации энергетических блоков, повышения качества управления на ТЭС и является закономерным процессом.
8.3. Понятие АСУ ТЭС и ее функциональная структура
Высшей формой организации управления предприятиями являются автоматизированные системы управления (АСУ), которые в настоящее время широко внедряются во всех отраслях народного хозяйства, в том числе и в энергетике. Функциональная структура и порядок создания АСУ ТЭС регламентируются .«Основными положениями по автоматизированной системе управления ТЭС» [53] и рядом более поздних документов.
АСУ ТЭС представляет систему управления с применением экономико-математических методов и методов оптимального управления, современных средств вычислительной техники, а также традиционных средств контроля и управления, позволяющих персоналу регулярно осуществлять наиболее эффективное оперативно-диспетчерское управление и управление производственно-хозяйственной деятельностью на основе использования технологической и экономико-статистической информации, вводимой автоматически или вручную. Основная задача АСУ ТЭС заключается в обеспечении наилучшего использования материальных, финансовых и трудовых ресурсов ТЭС для обеспечения надежного и качественного производства и отпуска энергии в соответствии с заданиями энергосистемы. АСУ ТЭС рекомендуется создавать прежде всего на электростанциях с блоками 150 МВт и более при общей мощности ТЭС 1200 МВт и выше, а также на блочных ТЭЦ с турбинами Т-250-240 [53].
При разработке АСУ ТЭС реализуется ряд общих для всех АСУ принципов.
1. Принцип новых задач, состоящий в том, что для достижения максимального эффекта от использования вычислительной техники с помощью ее должны решаться в первую очередь такие задачи, которые не могут быть решены в полном объеме с применением традиционных средств управления. К. таким задачам, например, можно отнести непрерывный (в темпе производства) анализ состояния и технико-экономических показателей работы оборудования, а также распределение нагрузки между энергоблоками ТЭС на основе расчета реальных энергетических характеристик оборудования по состоянию его в момент решения задачи.
Принцип системного подхода, заключающийся в комплексности решаемых задач и выборе критериев управления с учетом многообразия влияющих факторов на основе единой информационной базы.
Принцип непрерывного развития системы, означающий, что развитие АСУ должно осуществляться путем наращивания задач и требуемых для их решения средств вычислительной техники.
АСУ ТЭС это комплексная система, состоящая из функциональной и обеспечивающей частей. Функциональная часть включает комплекс технологических и экономико-организационных методов оптимального решения задач оперативно-диспетчерского, производственно-технического и хозяйственного управления. В обеспечивающую часть входят информационная база, комплекс технических средств и математического обеспечения решаемых задач.
Функциональная часть АСУ ТЭС строится на основе анализа функциональной модели управления ТЭС и включает специализированные производственные, а также функциональные и обеспечивающие подсистемы.
В специализированные производственные подсистемы входят подсистемы оперативно-диспетчерского управления, управления производственно-хозяйственной деятельностью и управления энергоремонтом.
В задачу функциональных и обеспечивающих подсистем АСУ ТЭС входит планирование и составление периодической отчетности по основному производству, финансовой деятельности, материально-техническому снабжению и кадрам, а также составление текущих отчетов о финансовой и бухгалтерской деятельности.
Важнейшими задачами АСУ ТЭС являются задачи оперативно-диспетчерского управления и управления энергоремонтом. Возможность автоматизированного решения этих задач определяется главным образом" наличием достаточно достоверной исходной информации и математических методов их формализации и решения. Современные энергетические блоки представляют очень сложные объекты, характеризуются высокими
скоростями протекания технологических процессов и предъявляют повышенные требования к скорости сбора, обработки и обмена информацией для оперативного (в темпе производства) управляющего воздействия на производственный процесс.
В подсистеме оперативно-диспетчерского управления наметился следующий комплекс первоочередных автоматизируемых задач:
сбор и обработка первичной исходной информации с контролем ее достоверности и выявлением неисправных каналов измерений;
оперативный контроль работы и состояния оборудования с регистрацией и отображением текущей, периодической и аварийной информации и автоматическим ведением суточных ведомостей и ведомостей отклонения параметров;
расчет и анализ технико-экономических показателей работы энергетического оборудования и ТЭС в целом;
оперативный прогноз и распознавание предаварийной ситуации;
оперативный контроль с выдачей рекомендаций по пуску и останову оборудования;
расчет и построение энергетических характеристик оборудования;
оптимальное распределение нагрузок с выбором наивыгоднейшего состава работающего оборудования;
управление передвижением топлива по направлениям, связывающим разгрузочное устройство, склады, котельную, а также непрерывный учет имеющегося топлива;
обмен оперативно-диспетчерской информацией с АСУ высших уровней;
10) оптимизация и контроль оперативных переключений в электрических схемах в нормальных и аварийных условиях.
Первоочередными задачами оптимального автоматического управления энергоремонтами являются:
сбор, обработка и анализ статистической информации о надежности основного и вспомогательного оборудования и его элементов;
сбор и обработка информации о динамике изменения тепловой экономичности оборудования и отдельных его узлов;
прогнозирование состояния оборудования;
сбор, обработка и анализ оперативных заявок на вывод из работы основного и вспомогательного оборудования;
обоснованное планирование сроков и объема проведения ремонтно-профилактических работ;
6) оперативная обработка и анализ информации об организации и проведении ремонтных работ.
Для нормального функционирования АСУ ТЭС энергоблоки должны оснащаться АСУТП, которые в рамках отдельных блоков могут выполнять часть указанных выше функций по сбору и первичной обработке информации.
В объем задач подсистемы управления административно-хозяйственной деятельностью ТЭС входят:
сбор и обработка информации о производственно-технической и хозяйственной деятельности, включая данные о запасах и движении материалов, резервного оборудования, инструментов, запчастей;
анализ производственной деятельности оперативного персонала ТЭС н представление руководству ТЭС информации о производственно-хозяйственной деятельности станции.
Функциональные задачи производственно-технического и хозяйственного управления, а также задачи функциональных и обеспечивающих подсистем АСУ должны уточняться для конкретных ТЭС, так как они, как правило, решаются на уровне энергосистемы на основе обмена соответствующей информацией между АСУ ТЭС и АСУП энергосистемы. Необходимо учитывать, что для своего решения задачи по финансовой и экономической деятельности требуют очень большого объема памяти для хранения постоянной информации (прейскуранты, ценники и т. п.), при этом используется нормативно-справочная информация в основном одна и та же для всех электростанций и энергосистем. Поэтому включать финансовые и экономические задачи в контур АСУ ТЭС необходимо предельно обоснованно, в первую очередь те, которые, с одной стороны, играют особо важную роль в оперативном анализе производственно-хозяйственной деятельности, а с другой стороны, для своего решения не требуют большой загрузки вычислительных машин.
Обеспечивающая часть АСУ ТЭС состоит из информационного, математического, технического и организационного обеспечения.
Основой информационного обеспечения является организация информационной базы АСУ ТЭС, включающей как текущую информацию о состоянии объекта управления, так и нормативно-справочную информацию, заранее подготавливаемую разработчиком АСУ.
При разработке информационного обеспечения АСУ ТЭС задачи АСУ группируются в комплексы в соответствии со спецификой технологических и экономических процессов на основе анализа структуры решаемых задач функциональной модели управления ТЭС и ее связей с АСУ высших уровней.
Важной составляющей информационного обеспечения является система кодирования информации, которая должна обеспечивать не только надежное функционирование АСУ ТЭС, но и информационное соответствие с системами управления верхних уровней. Это достигается применением отраслевых и общегосударственных классификаторов информации.
Система математического обеспечения состоит из комплекса алгоритмов и программ, обеспечивающих решение задач АСУ. Она включает системы общего (внутреннего) и специального (внешнего) математического обеспечения. Внутреннее математическое обеспечение состоит из систем автоматизации программирования, разрабатывается при создании ЭВМ и входит в комплект поставки ЭВМ. В специальное математическое обеспечение входят программы решения задач АСУ, программы управления прохождением задач и программы типовых процедур.
Техническое обеспечение АСУ ТЭС представляет комплекс технических средств, обеспечивающих хранение информации и решение всех задач АСУ. Сюда входят средства сбора и переработки информации, средства связи, устройства ввода и отображения информации и устройства вычислительного комплекса. Система технического обеспечения определяет материальные затраты на создание АСУ ТЭС, а также надежность и эффективность ее функционирования. Поэтому вопросы выбора технических средств являются одними из важнейших при создании АСУ ТЭС.
Комплекс технических средств должен быть построен по агрегатному принципу с целью обеспечения возможности поэтапного развития АСУ, постепенного расширения ее функций, замены устаревших агрегатов, усовершенствованными и т. д. Должны также удовлетворяться требования максимальной унификации элементов технических средств и математического обеспечения.
При выборе ЭВМ необходимо основываться на объеме и характере обработки информации в АСУ ТЭС и учитывать возможность использования для решения отдельных задач производственно-хозяйственного управления, не требующих высокой оперативности, близлежащих вычислительных центров. К таким задачам можно отнести начисление зарплаты, анализ финансовой деятельности и др.
Указанный подход к выбору ЭВМ позволяет снизить затраты на создание и эксплуатацию АСУ ТЭС и ограничиться использованием более дешевых мини-ЭВМ, ориентированных в основном на решение задач технологического управления. В настоящее время в АСУ ТЭС используются агрегатированные средства вычислительной техники АСВТ-М, создаваемые на базе процессоров М-6000 и М-7000 и характеризующиеся развитым устройством связи с объектом, развитой внешней памятью на магнитных дисках и широкой номенклатурой устройств отображения информации [70]. Недостатком этих ЭВМ является неприспособленность их к обработке больших массивов экономической информации. Поэтому в ряде случаев может быть оправданной установка на ТЭС наряду со специализированными ЭВМ более мощных универсальных ЭВМ с использованием их в качестве вычислительного центра энергосистемы. При выборе ЭВМ для решения экономических задач большое значение имеет характер имеющегося математического обеспечения.
Организационное обеспечение АСУ ТЭС основывается на комплексе организационных мероприятий, обеспечивающих оптимальное решение задач на отдельных стадиях создания АСУ и ее эффективное функционирование.
Работы по созданию АСУ включают следующие этапы: исследование объекта; разработку технического задания; разработку технического проекта; разработку рабочего проекта; внедрение.
В создании АСУ ТЭС участвуют три типа организаций: заказчик, разработчик и проектировщик.
Организационное обеспечение АСУ ТЭС предполагает создание на электрической станции специализированного подразделения, которое занимается вопросами проектирований, внедрения и эксплуатации АСУ. Предусматривается также разработка ряда мероприятий по упорядочению документооборота и инструкций для персонала ТЭС, деятельность которого затрагивается функционированием АСУ. Внедрение АСУ может потребовать частичного изменения организационной структуры управления ТЭС в целом.
8.4. Автоматизированный расчет и анализ технико-экономических показателей ТЭС
Важнейшей задачей АСУ, направленной на повышение экономичности ТЭС, является расчет и анализ технико-экономических показателей отдельных блоков и ТЭС в целом в темпе производства. Результаты такого анализа позволяют эксплуатационному персоналу своевременно принять меры по устранению недостатков в работе оборудования, а также получить информацию для решения таких задач, как оперативное управление и выбор оптимальных режимов работы оборудования, распределение нагрузок между агрегатами, планирование сроков проведения ремонтных и профилактических работ, оценка деятельности персонала и др.
На основе автоматизированного анализа технико-экономических показателей обеспечивается основная доля суммарного экономического эффекта от внедрения АСУ ТЭС. Глубокий (с учетом многообразия влияющих факторов) и быстрый анализ работы оборудования может быть осуществлен только в условиях полностью автоматизированной системы сбора информации и использования ЭВМ для ее обработки.
Задача анализа состоит в том, чтобы вскрыть причины ухудшения экономичности и за их внешними проявлениями (ухудшение к. п. д., рост удельного расхода тепла и др.) определить источник перерасхода энергии, на который необходимо воздействовать, чтобы устранить выявленные недостатки в протекании технологических процессов. Причинами снижения экономичности блоков могут быть ухудшение состояния отдельных узлов турбины, котлоагрегатов и вспомогательного оборудования, ухудшение структуры тепловой схемы, т. е. нарушение оптимальной взаимосвязи между отдельными ее элементами (неправильное направление слива дренажей регенеративных подогревателей, неоптимальное число работающих насосов и др.), плохая работа технологической автоматики и обслуживающего, персонала, внешние условия.
Качество работы технологической автоматики оказывает существенное влияние не только на надежность, но и на экономичность работы оборудования. Например, из-за неудовлетворительной работы -регулятора уровня в регенеративном подогревателе возможен «проскок» пара в нижестоящий подогреватель и как следствие снижение регенеративной выработки электроэнергии и экономичности паротурбинной установки.
Под внешними условиями, определяющими экономичность работы данного агрегата, понимается совокупность параметров, величина которых не зависит от состояния агрегата или качества его обслуживания. Для турбины такими параметрами являются температура и давление свежего пара перед турбиной; для котлоагрегатов температура холодного воздуха и его барометрическое давление, ассортимент и физико-химические характеристики топлива.
Метод автоматизированного анализа заключается в расчете изменений полного или удельного расхода тепла на агрегат, обусловленных той или иной причиной ухудшения экономичности. При этом должны быть даны ответы на следующие вопросы: каково состояние элементов агрегата; допускается ли по данной причине перерасход энергии; какова величина перерасхода и как она может быть устранена?
Составление алгоритма автоматизированного анализа технико-экономических показателей включает следующие этапы:
классификацию параметров, используемых в анализе, обоснование их перечня и технических требований к их первичной обработке, включая требования к точности измерения отдельных параметров;
составление математических зависимостей, характеризующих состояние и качество обслуживания агрегата, и выражений для расчета влияния отдельных факторов и причин на изменение тепловой экономичности;
составление аналитических зависимостей для описания ряда термодинамических функций и вспомогательных величин, материальных и энергетических балансов;
составление последовательности расчета показателей экономичности и определение информационных связей алгоритма, а также результатов анализа, выдаваемых эксплуатационному персоналу.
Достоверность конечных результатов анализа определяется полнотой учета различных факторов и точностью математической модели объекта.
Все анализируемые параметры разделяются на две группы: внешние, не зависящие от эксплуатационного персонала; внутренние , определяемые качеством технологического процесса и состоянием оборудования и зависящие от эксплуатационного персонала (например, температура получаемого в котлоагрегате пара, коэффициент избытка воздуха в топке и др.).
По численной величине все параметры подразделяются на три группы: проектные , принимаемые при конструировании оборудования и проектирования ТЭС и определяющие проектные характеристики оборудования; нормативные Щ, которые определяются при фактических внешних условиях для реального состояния оборудования; фактические , определяемые путем непосредственных измерений или косвенным образом через значения других параметров.
Разность 13 EMBED Equation.3 1415 , выраженная в единицах расхода тепла, топлива или электроэнергии, характеризует влияние внешних условий на изменение технико-экономических показателей оборудования и отличие нормативных характеристик оборудования от проектных, в частности за счет изменения его состояния.
Разность 13 EMBED Equation.3 1415 определяет степень несовершенства эксплуатации оборудования и должна снижаться до нуля путем повышения уровня эксплуатации.
По способу получения параметры подразделяются на измеряемые и косвенные (получаемые расчетом через другие параметры), по зависимости от режима работы оборудования на постоянные, переменные и оптимизируемые.
Разделение параметров по способу получения и выделение из них косвенных способствует сокращению количества измерений и необходимых первичных датчиков.
Для обоснования объема необходимых теплотехнических измерений и полноты учета различных факторов при анализе технико-экономических показателей ТЭС необходимы специальные технико-экономические исследования. При этом для суждения об изменении эффективности анализа в зависимости от его глубины, т. е. количества учитываемых факторов, предварительно требуется накопить .данные о практической эксплуатации системы автоматизированного анализа. Рекомендуется [19] анализировать все факторы и причины, которые могут приводить к отклонению к. п. д. агрегата от нормы на величину больше 0,05%. Величина 0,05% взята по данным опыта контроля качества эксплуатации оборудования тепловых электростанций Государственного энергетического управления Франции (ЭДФ). При этом, например, для турбоустановки Т-100-130 требуется измерять 6070 параметров.


Рис. 8.2. Укрупненная граф-схема алгоритма анализа экономичности теплофикационного турбоагрегата.
Для автоматизированного анализа экономичности работы энергоблока необходима разработка алгоритма анализа расхода тепла на турбоагрегат, алгоритма анализа расхода топлива на котлоагрегат, алгоритма анализа расхода электроэнергии на механизмы собственных нужд и общего алгоритма анализа технико-экономических показателей блока. Алгоритмы состав- ляются путем расчета поправок к расходу энергии (топлива) агрегатом при изменении различных анализируемых факторов на основе использования расчетных или опытных зависимостей экономичности агрегата от параметров работы.
Укрупненная граф-схема алгоритма анализа экономичности работы современного теплофикационного турбоагрегата показана на рис. 8.2 [48]. На схеме обозначены подмодели, выполняющие следующие функции: 1формирование массива входной информации (главными операциями этой подмодели являются усреднение измеряемых параметров в течение заданного промежутка времени, коррекция измеряемых потоков пара и воды на их фактические давления и температуры); 2 решение логических условий, определяющих режим работы турбоагрегата; 3 расчет тепловой схемы и материальных балансов для определения основных и вспомогательных потоков пара и воды турбоагрегата; 4 расчет вспомогательных величин (удельной выработки электрической мощности регенеративных отборов и пр.); 59 расчет фактических и нормативных характеристик состояния узлов турбины (5а, 56 проточной части; 6а, 66 наружных уплотнений; 7а, 76 конденсатора; 8а, 86 бойлеров; 9а, 96 регенеративных подогревателей); 10а, 106 расчет фактических и нормативных характеристик структуры тепловой схемы; 11 расчет поправок к электрической мощности турбоагрегата; 12 расчет поправок к расходу тепла и небаланса; 13 формирование результирующей информации, передаваемой в смежные алгоритмы, и информации, печатаемой на бланке в виде, удобном для просмотра эксплуатационным персоналом.
На основе данного алгоритма разработана программа анализа технико-экономических показателей (ТЭП) турбинных установок Т-100-130 для ЭВМ «Урал-16» [48]. Программа имеет объем порядка 3100 расчетных операций.
Расчетный анализ погрешностей реализованных алгоритмов показывает, что точность используемых в эксплуатации измерительных устройств (расход пара или воды класс 2,5; давление, температура и электрическая мощность класс 1) позволяет производить достаточно достоверный автоматизированный анализ экономичности работы оборудования. Однако эффективность его можно существенно повысить увеличением точности измерения отдельных величин в 25 раз (для турбоустановки Т-100-130 количество таких параметров составляет 1417 [48]). При этом для повышения точности сведения энергетического баланса турбоагрегатов необходимо увеличить точность измерения расходов свежего пара, сетевой воды и электрической мощности турбины.
8.5. Современное состояние АСУ ТЭС
В настоящее время АСУ разрабатываются и внедряются на многих ГРЭС и ТЭЦ, а опыт использования вычислительной техники на ТЭС насчитывает примерно 20 лет. Однако до настоящего времени нет установившегося мнения о месте вычислительной техники в общей системе контроля и управления как отдельными агрегатами, так и всей электростанцией в целом и окончательно не определен оптимальный объем задач АСУ ТЭС.
В § 8.3 дан полный перечень задач, которые могут решаться АСУ ТЭС [53]. Однако опыт показывает недостаточную эффективность решения задач административно-хозяйственного и экономического (финансового) управления электростанцией в системе АСУ ТЭС. Эти задачи должны решаться на уровне энергосистемы. Поэтому в течение 19761980 гг. АСУ ТЭС реализуются как системы технологического управлений (АСУТПТЭС).
Основными задачами таких систем является анализ технико-экономических показателей ТЭС, оптимальное распределение нагрузок между агрегатами станций (с учетом реального состояния оборудования), оптимизация пуско-остановочных режимов блоков, регистрация отклонений параметров от их номинальных значений и предупреждение аварийных ситуаций, а также подготовка данных для оптимизации сроков проведения профилактических и ремонтных работ. Эти задачи и прежде всего расчет и анализ технико-экономических показателей в настоящее время решаются на различном уровне на всех ТЭС, где внедряются АСУ и имеются необходимые средства вычислительной техники. Опыт внедрения АСУ на различных ТЭС позволил выявить некоторые причины недостаточно высокой эффективности использования вычислительной техники на ТЭС и пути их устранения: до сих пор не узаконены формы отчетностей, выдаваемых вычислительными машинами, даже на ТЭС, где имеется соответствующая вычислительная техника, для официальной отчетности используются, как правило, традиционные средства сбора и обработки информации; разработка алгоритмов и матобеспечения для АСУ производится рядом организаций, но такие работы выполняются разрозненно, на различных алгоритмических языках и с различным уровнем достоверности окончательных результатов; практика установки на каждый энергоблок своей автономной вычислительной техники приводит к перерасходу материальных средств и снижению надежности из-за трудности обеспечения на каждом блоке необходимого резерва элементов вычислительной техники.
Для повышения эффективности функционирования АСУ ТЭС необходимо определить круг единых первоочередных задач, решаемых с помощью вычислительных машин, и рациональную структуру их алгоритмов, создать библиотеку стандартных программ для решения этих задач, обеспечить преемственность матобеспечения даже при смене типа вычислительных машин. Необходимо разработать единые требования к системе представления алгоритмов и формам представления информации, узаконить результаты расчетов, выполняемых вычислительными машинами при автоматическом сборе информации. Следует организовать на ТЭС единый вычислительный центр, на который возлагается решение основных расчетных задач АСУ, а в пределах отдельных блоков нужно располагать только те элементы вычислительной техники, которые обеспечивают отработку диспетчерских графиков и решение вопросов оперативной надежности оборудования.
Над решением этих и некоторых других задач оптимального развития АСУ ТЭС успешно работает ряд научно-исследовательских организаций.


Приложение.
ПУСКОВЫЕ СХЕМЫ СОВРЕМЕННЫХ
БЛОКОВ.

Рис. 1. Типовая пусковая схема дубль-блока 300 МВт:
1 деаэратор; 2 бустерные насосы; 3 питательный электронасос; 4 питательный турбонасос; 5 байпас подогревателей высокого давления; 6 подогреватели высокого давления; 7 трубопровод, отводящий воду из расширителя 2 МПа; 8 циркуляционный водовод; 9 питательный байпас с "набором дроссельных шайб; 10 питательный трубопровод; 11 бак запаса конденсата; 12 трубопровод рециркуляции впрысков в деаэратор; 13 регулирующий клапан; 14 растопочный расширитель; 15 трубопровод, отводящий пар из расширителя 2 МПа; 16набор дроссельных шайб на байпасе запорной задвижки; 17 запорная задвижка; 18 отключающие задвижки сбросного трубопровода; 19 регулирующий клапан; 20 экономайзерные поверхности и нижняя радиационная часть котлоагрегата; 21 общий сбросной трубопровод; 22 сбросной трубопровод сепаратора; 23 дроссельный клапан на отводе среды из I ступени встроенного сепаратора; 24 то же из II ступени сепаратора; 25 дроссельный клапан на подводе среды к встроенному сепаратору; 26 встроенный сепаратор; 27 дроссельный клапан на отводе пара в пароперегреватель; 28 встроенная задвижка; 29 пароперегревательные поверхности; 30 промежуточный пароперегреватель; 31 задвижки; 32 паровой байпас промежуточного пароперегревателя; 33 горячие трубопроводы промежуточного пароперегревателя (ППГ); 34 ГП31; 35 пусковой впрыск; 36 трубопроводы свежего пара; 37 сбросные трубопроводы; 38 пускосбросное устройство (ПСБУ); 39 ГП32; 40 задвижки; // холодные трубопроводы промежуточного пароперегревателя (ППХ); 42 сбросные трубопроводы промежуточного перегрева; 43 конденсатор; 44 конденсатные насосы I ступени; 45 конденсатоочистка; 46 конденсатные насосы II ступени; 47 подогреватели низкого давления; 48 коллектор собственных нужд; 49 трубопровод отбора пара на общестанционную магистраль; 50 трубопровод, подводящий пар на прогрев промежуточного пароперегревателя; 51 трубопровод, подводящий пар к коллектору собственных нужд; 52 общестанционная магистраль 1,3 МПа; 53 подвод пара от постороннего источника; 54регулирующий клапан.



Рис. 2. Пусковая схема моноблока мощностью 500 МВт:
1 деаэратор; 2 бустерные насосы; 3 приводная турбина; 4 питательный турбонасос; 5 подогреватели высокого давления; 6 байпас подогревателей высокого давления; 7 питательный байпас с набором дроссельных шайб; 8 питательный трубопровод; 9 набор дроссельных шайб на байпасе запорной задвижки; 10 запорная задвижка;'// пусковой впрыск; 12 трубопровод рециркуляции впрысков в деаэратор; 13 регулирующий питательный клапан; 14 экономайзерные поверхности и нижняя радиационная часть котлоагрегата; 15 паровой байпас промежуточного пароперегревателя; 16 промежуточный пароперегреватель; 17 встроенная задвижка; 18 сбросной трубопровод сепаратора; 19 дроссельный клапан на отводе среды из сепаратора; 20 встроенный сепаратор; 21 дроссельный клапан на подводе среды к встроенному сепаратору; 22 дроссельный клапан на отводе пара в пароперегреватель котла; 23 пароперегреватель-ные поверхности котла; 24 общий сбросной трубопровод; 25 отключающая задвижка сбросного трубопровода; 26 циркуляционный водовод; 27 растопочный расширитель; 28 горячие паропроводы промежуточного пароперегревателя; 29 холодные паропроводы промежуточного пароперегревателя; 30 трубопроводы свежего пара; 31 бак запаса конденсата; 32 регулирующий клапан; 33 трубопровод, отводящий воду из расширителя 2 МПа; 34 трубопровод, отводящий пар из расширителя 2 МПа; 35 трубопровод, подводящий пар к коллектору собственных нужд; 36 трубопровод, подводящий пар на прогрев промежуточного пароперегревателя; 37 регулирующий клапан; 38 подвод пара от постороннего источника; 39 БРОУ турбопитательного насоса; 40 ПСБУ; 41 трубопровод отбора пара на общестанционную магистраль; 42 байпас ГПЗ; 43 ГПЗ; 44 сбросные трубопроводы ПСБУ; 45 общестанционная магистраль 1,3 МПа; 46 коллектор собственных нужд; 47 подогреватели 'низкого давления; 48 сбросные трубопроводы промежуточного пароперегревателя; 49 конденсатор; 50 конденсатные насосы I ступени; 51 конденсатоочистка; 52 конденсатные насосы II ступени; 53 конденсатные насосы.


Рис.3. Пусковая схема моноблока мощностью 300 МВт с принудительной циркуляцией среды в котле:
1 _ деаэратор; 2 бустерные насосы; 3 питательный турбонасос; 4 питательный электронасос; 5байпас подогревателей высокого давления; 6 подогреватели высокого давления; 7 рециркулирующий клапан; 8 циркуляционный водовод; 9 трубопровод, отводящий воду из расширителя 2 МПа; 10 набор дроссельных шайб на байпасе запорной задвижки; // бак запаса конденсата; 12 растопочный расширитель; /3 подпорные шайбы; 14 отключающие задвижки сбросного трубопровода; 15 общий, сбросной трубопровод; 16 дроссельный клапан иа отводе среды из II ступени встроенного сепаратора; 17 сбросной трубопровод сепаратора; 18 дроссельный клапан на отводе среды из I ступени встроенного сепаратора; 19 промежуточный пароперегреватель; 20 паровой байпас промежуточного пароперегревателя; 21 питательный трубопровод; 22 трубопровод рециркуляции впрыска в деаэратор; 23 набор дроссельных шайб на байпасе запорной задвижки; 24 запорная задвижка; 25 регулирующий питательный клапан; 26 смеситель; 27 насосы рециркуляции; 28 экономайзерные поверхности и нижняя радиационная часть котлоагрегата; 29 дроссельный клапан на подводе среды к встроенному сепаратору; 30 встроенный сепаратор; 31 дроссельный клапан на -.отводе пара в пароперегреватель; 32 встроенная задвижка; 33 пусковой впрыск; 34 трубопровод рециркуляции; 35 пароперегревательные поверхности; 36 паровой байпас промежуточного пароперегревателя; 37 ППГ; 38 ППХ; 39 трубопроводы свежего пара; 40 ПСБУ; 41 ГПЗ; 42 байпас ГПЗ; 43 РОУ; 44 сбросные трубопроводы промежуточного пароперегревателя; 45 конденсатор; 46 конденсатные насосы I ступени; 47 конденсатоочистка; 48 конденсатные насосы II ступени; 49 подогреватели низкого давления; 50 сбросные трубопроводы ПСБУ; 51 коллектор собственного расхода; 52 общестанционная магистраль 1,2 МПа; 53 трубопровод отбора пара на общестанционную магистраль; 54 трубопровод, подводящий пар на прогрев промежуточного пароперегревателя; 55 регулирующий клапан; 56 подвод пара от постороннего источника; 57 трубопровод, подводящий пар к коллектору собственного расхода; 58 трубопровод, отводящий пар из расширителя 2 МПа.
Root EntryEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation Native

Приложенные файлы

  • doc 26747755
    Размер файла: 3 MB Загрузок: 0

Добавить комментарий