1.2. Методика расчета эффективности работы теплообменников, в зависимости от различных факторов

Как уже отмечалось, экономичность работы теплообменных аппаратов зависит от чистоты по­верхности теплообмена, плотности соединений, отсутствия повышенных сопротивлений в трубопроводах подвода и отвода греющего и нагреваемого теплоносителей и др.

Для эффективной эксплуатации ТА необходима оперативная и достоверная информация об их состоянии. Регуляр­ный контроль состояния отдельных элементов оборудования, определение фактических показателей работы аппаратов и сопоставление их с нормативны­ми показателями, анализ причин ухудшения показателей работы и оперативное их устране­ние позволяют поддерживать экономичную и безотказную работу аппаратов.

Определение фактических значений эксплуатационных показателей эф­фективности работы ТА выполняется на основании дан­ных тепловых и гидравлических испытаний, которые должны проводиться эксплуатационным пер­соналом периодически (например, один раз в три-четыре года для ПСГ тепловых электроцентралей [37,38]).

Анализ результатов испытаний ТА проводится путем сравнения полученных фактических тепловых и гидрав­лических характеристик с заводскими или расчетными данными.

По результа­там сравнения делаются выводы об эксплуатационном состоянии аппаратов и о необходимости вывода его в ремонт, проведения реконструкции и т.д. Объем анализируемых показателей регла­ментируется инструкциями по эксплуатации [37,38].

В указаниях [37, 38] приводятся характеристики, содержащие нормативные значения недогрева для большого количества серийных основных и пиковых сетевых подогревателей вертикального и горизонтального исполне­ния. В качестве универсальной характеристики горизонтальных сетевых по­догревателей принята величина относительного недогрева..

Согласно [1] для сетевых подогревателей с латунными трубками значе­ния коэффициента чистоты (ß) должны находиться в пределах от 0,75 до 0,85. Более низ­кие значения свидетельствуют о неудовлетворительном состоянии поверхности нагрева подогревателя.

Достоинством методики контроля [1] состояния поверхности теплообмена сетевых подогревателей является ее простота, однако для полно­ты информации необходимо дополнить определение величины коэффициента чистоты расчетом потери экономичности работы источника пара.

Загрязнение поверхности теплообмена сетевых подогревателей приводит к возрастанию фактического относительного недогрева по сравнению с его нор­мативным значением.

При необходимости поддержания установкой заданной тепловой нагрузки за­грязнение поверхности теплообмена подогревателей вызывает снижение внут­ренней электрической мощности турбины и соответствующий этому снижению перерасход топлива.

Вывод установки подогрева сетевой воды из эксплуатации для чистки вле­чет за собой затраты, величина и структура которых зависит как от продолжи­тельности чистки, так и от способа ее организации.

Так, например, для уста­новки подогрева сетевой воды теплофикационных турбин АО ТМЗ, предусмат­ривающей возможность отключения по воде только верхнего сетевого подог­ревателя, указанные затраты будут обусловлены главным образом снижением внутренней электрической мощности турбины ΔN при переходе от двух- к од­ноступенчатой схеме подогрева сетевой воды, так как вся тепловая нагрузка во время чистки будет приходиться на один нижний сетевой подогреватель.

При расчете окончательной стоимости проведения чистки могут быть уточнены и другие факторы (расход электроэнергии на чистку, стоимость реактивов, зара­ботная плата персонала и т.д.).

С другой стороны, в результате восстановления чистоты поверхности теплообмена может быть получена экономия, за счет ко­торой окупятся затраты, произведенные во время чистки.

В работе [1, 11, 76] представлена методика, согласно которой полное снижение внутренней электрической мощности турбины ΔN, связанное с изменением со­стояния сетевого подогревателя при работе в режиме одноступенчатого подог­рева сетевой воды, составит:

∆N = ∆N ' + ∆N '' = 2000 + 4000 = 6000 кВт (4.26)

где ∆N ' - изменение внутренней мощности вследствие изменения расхода пара в ПСГ, кВт, ∆N ' = 1% N [ 1 ]; ∆N''- изменение внутренней мощности вследствие изменения давления в отборах турбины, кВт, ∆N'' = 2% N [1]; N – номинальная мощность турбины, N = 200000 кВт.

Определение величин ∆N ' и ∆N '' производится с учетом тепловой схемы турбины, характеристики промежуточного отсека, а также коэффициентов удельной выработки электроэнергии соответствующих отборов.

Расходы и теплосодержания потоков пара и воды определяются с привлечением данных ис­пытаний, проведенных в конкретных условиях эксплуатации турбоагрегата. Величина перерасхода топлива, обусловленная полученным значением ΔN, определяется по выражению (при работе по электрическому графику):

ΔB_затр = ΔΝ∙ b = 851,04 кг/ч; (4.27)

где ΔВ_затр - перерасход топлива на чистку, кг/ч; b - удельный расход топлива турбоагрегатом, b = 0,14184 кг/кВт∙ч [1].

Экономия, полученная от восстановления чистоты поверхности теплооб­мена, может быть рассчитана по выражению [11]:

ΔB_э = μ Δτ Q Δ n∙b, (4.28)

где ΔB_э - экономия от восстановления чистоты поверхности, кг/ч; μ - коэффициент пропорциональности; μ = 4,15 ∙ 10^-6 [11]; Δτ - расчетный нагрев сетевой воды, ⁰C (табл. 4.3 и 4.4); Q - расчетная тепловая нагрузка сетевого подогревателя, кВт (табл. 4.4); ∆ - изменение относительного недогрева (разница между нормативным и фактическими значениями, усредненная за год), (табл. 4.3 и 4.4); n - продолжительность периода работы подогревателя до его чистки, час.

Выбирая величину n таким образом, чтобы затраты на проведение чистки окупались полученной экономией (т.е. ΔB_затр = ΔВ_э ), получим оптимальное время между очередными чистками в сутках:

n_опт = (4.29)

Контроль состояния поверхности теплообмена сетевых подогревателей ведется по величине условного коэффициента чистоты ß.

Значение ß=1 соответствует чистой по­верхности подогревателя, когда величина относительного недогрева равна сво­ему нормативному значению.

Текущее значение коэффициента чистоты [20]:

(4.30)

Принимая стоимость топливного газа S_г= 2000 руб. за 1000м³, или 2,94 руб/кг рассчитаем среднегодовую экономию средств от своевременной чистки подогревателя [1, 51, 52]:

Э_ч = ∆B_затр ∙ S_г ∙n (4.31)

где n = 4000 час/год – время работы ПСГ в течении года.

Исходные данные и результаты расчёта эффективности ПСГ-5000-3,5-8-II представлены в табл. 4.4. Из таблицы 4.6 видно, что для ПСГ блока№1 требуется чистка трубного пучка в первую очередь, во вторую очередь – ПСГ блока №2. Трубный пучок ПСГ блока №3 может эксплуатироваться без промывки.

Таблица 4.6

Исходные данные и результаты расчета (чистка ПСГ)

№	Обозначение	Размерность	Значение				Примечание
	Исходные данные
1	N	кВт	200000				Справочная литература [1]
2	∆N'	кВт	2000				∆N'=0,01∙N
3	∆N''	кВт	4000				∆N''=0,02∙N
4	b	кг/кВт∙ч	0,14184				Справочная литература [1]
5	μ'	-	4,15∙10-6				Справочная литература [1]
			1	2	3	4
6	δt	оС	1,81	1,1	1,88	2,17	Таблица 4.3
7	∆τ	оС	23,3	29,2	33,6	34,1	Таблица 4.3
8	δt/∆τ	-	0,079	0,038	0,056	0,063
9	∆	-	0	0,041	0,023	0,016	- где n=1,2,3,4...
10	Q	мВт	162,7	116,4	165,5	180,7	Таблица 4.3
11	∆N	кВт	6000				формула (4.26)
12	∆Bзатр	кг/ч	851,04				формула (4.27)
13	nопт	сутки	∞	412	470	611	формула (4.29)
14	β	-	∞	0,67	0,85	0,99	формула (4.30)
15	Эч	млн.руб./год	10,01				формула (4.31)

В условиях эксплуатации, как правило, при восстановлении поверхности теплообмена аппарата заменяется весь трубный пучок. В этом случае стои­мость восстановления не зависит от количества поврежденных трубок. Сопос­тавление затрат, необходимых для восстановления поверхности теплообмена аппарата, и потерь экономичности турбоустановки при работе с аппаратами, имеющими неполную поверхность теплообмена, позволяет определить мини­мальную величину поврежденной поверхности теплообменного аппарата, при которой экономически обоснована полная замена трубного пучка. Таким усло­вием согласно [11] является:

K E_н (4.31)

где - изменение эксплуатационных затрат (без аммортизаuии) при уменьше­нии поверхности теплообмена аппарата; К - единовременные затраты на восстановление поверхности теплообмена аппарата (полную замену трубного пучка); Е_н - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений Е_н = 0,125 [1].

Затраты на восстановление поверхности теплообмена аппарата (полную замену трубного пучка) складываются из стоимости комплекта трубок для со­ответствующего аппарата (Кт) и стоимости работ по замене трубок (К_з) за вы­четом стоимости лома трубок (К_л):

К = Кт + К_з – К_л . (4.32)

В случае учета в составе капитальных вложений остаточной стоимости заменяемого в аппарате трубного пучка (К_ост) эта зависимость примет вид:

К = Кт + К_з + К_ост – К_л

Изменение эксплуатационных затрат при уменьшении поверхности тепло­обмена аппарата определяется либо увеличением расхода топлива при неиз­менной годовой выработке электрической и тепловой энергии ( S_m), либо уменьшением годовой выработки электрической энергии при неизменном рас­ходе топлива ( S_э):

= (4.33)

= (4.34)

где - перерасход топлива при неизменной выработке тепловой и электриче­ской энергии; S - стоимость замыкающих затрат на топливо; - уменьшение выработки электроэнергии при неизменном расходе топ­лива; S - замыкающие затраты на электроэнергию.

При уменьшении поверхности теплообмена подогревателя уве­личивается величина недогрева сетевой воды до температуры насыщения. Поскольку температура подогрева сетевой воды остается неизменной (опреде­ляется графиком тепловой сети), то при этом увеличивается давление в регули­руемом отборе пара турбины, что приводит к уменьшению выработки электро­энергии на тепловом потреблении турбоустановки. Согласно [11], для тепло­фикационных турбин типа "Т" и "ПТ" уменьшение выработки электроэнергии на тепловом потреблении при увеличении недогрева определяется зависимо­стью:

= , (4.35)

где μ' - коэффициент, определяемый параметрами турбины, μ'= 4,5∙10^-6 [11];

- нагрев воды в сетевом подогревателе, (табл. 4.3); М_в - расход сетевой воды; (табл. 4.2); ∆ - изменение относительного недогрева сетевой воды при заданном уменьшении площади поверхности теплообмена [11];

n_с - число часов работы сетевого подогревателя.

Изменение расхода топлива при неизменной выработке тепловой и элек­трической энергии [11]:

∆B_m = ∆Э_m∙ b ; (4.36)

где b - удельный расход топлива на выработку электроэнергии по теплофика­ционному циклу, b = 0,142 кг/кВт∙ч [1].

В условиях эксплуатации расход сетевой воды остается постоянным, что при уменьшении поверхности теплообмена подогревателя приводит к увеличению скорости воды в трубках, гидравлического сопротивления аппара­та и, следовательно, мощности, потребляемой сетевыми насосами (∆N_сн).

Суммарное уменьшение годовой выработки электроэнергии и соответствующее увеличение расхода топлива при этом составит:

∆Э = ∆Э_m + ∆Э_сн, (4.37); ∆B = ∆B_m +∆Э_с∙b (4.38); ∆Э_с = ∆N∙ n , (4.39)

В табл. 4.7 представлены исходные данные и результаты расчета эффективности работы ПСГ-5000-3,5-8-II при чистке и замене трубного пучка, а для ПСГ-2300-2-8-1 Тюменской ТЭЦ-1 - в приложении 4.

Таблица 4.7

Исходные данные и результаты расчета (замена трубного пучка)

№	Обозначение	Размеры	Значение	Примечание
1	Кт	млн.руб.	6,5	Данные ТТЭЦ-2
2	Кз	млн.руб.	2,15	Данные ТТЭЦ-2
3	Кл	млн.руб.	0,61	Данные ТТЭЦ-2
4	μ'	-	4,15∙10-6	Справочная литература [1]
5	∆τ	оС	29,2	Таблица 4.6
6	∆		0,041	Таблица 4.6
7	Мв	т/ч	3425	Таблица 4.2
8	nс	час	4000	Данные ТТЭЦ-2
9	b	кг/кВт∙ч	0,142	Справочная литература [1]
Результаты расчета
1	К	млн.руб.	8,04	Формула 4.32, данные ТТЭЦ-2
2	∆Эm	кВт∙ч	1987	Формула 4.35
3	∆Bm	кг	282,2	Формула 4.36
4	∆N	кВт	6000	Таблица 4.6
5	n	час	4000	Данные ТТЭЦ-2
6	∆Эс	кВт∙ч	24∙106	Формула 4.39
7	∆Э	кВт∙ч	24,002∙106	Формула 4.37
8	∆B	кг	3,41∙106	Формула 4.38
9		руб/кг	2,94	Данные ТТЭЦ-2
10	∆Sm	руб.	10,03∙106	Формула 4.33

Так как ∆S > Е_н, то есть 10⁷>10⁶,то надо менять трубный пучок ПСГ на блоке №1, если чистка не даст эффекта и количество заглушенных трубок превысит допустимое количество (≈30 %). Расчеты, выпол­ненные по предлагаемой мето­дике, позволяют рассчитать сроки замены трубных пуч­ков подогревателей. При этом будут исключены необосно­ванный перерасход топлива и прежде­временные затраты на ремонт и восстановление поверхности теплообмена сетевых подогре­вателей.