Глава 2.Эксплуатация судовых паротурбинных энергетических установок

2.1. Подготовка и пуск в действие, вывод из действия

С термодинамической точки зрения ПТУ представляется состоящей из четырех основных элементов и составляющих цикл пар-конденсат-пар (ПГ-ГТЗА-ГКПН).

Пуск ПТУ в действие в каждом конкретном случае производится в строгом соответствии с инструкцией завода-строителя. К выполняемым при этом общим операциям относят следующие:

- тщательный прогрев и продувание паропроводов до момента прекращения вытекания конденсата;

- ввод в действие КУ (циркуляционный и конденсатный насосы, эжекторы) и подъем вакуума;

пуск масляного насоса и проверка давления масла, наличие его в достаточном количестве на всех подшипниках;

- подача охлаждающей среды на МОХ.

Последовательность подготовки ПТУ к действию приведена на рис. 2.1.

В процессе выполнения проверочных операций, необходимо руководствоваться следующим. Соленость масла в сточной цистерне должна быть не более 15 °БР. Температура масла масляного выключателя должна быть более 36 °С, а подаваемого к подшипникам – в пределах 36-40 °С.

При подготовке к действию ВПУ необходимо убедиться в работоспособности блокировки и закрытии БЗК. Это осуществляется в процессе вращения турбины с помощью ВПУ и ее прослушивания. При этом рекомендуется зафиксировать нагрузку электродвигателя ВПУ.

Подготовка паропроводов и систем управления производится в такой последовательности: проверка разобщительных клапанов на предмет закрытия, а клапанов продувания паропроводов и арматуры – открытия; наружный осмотр паропровода, редукционных и предохранительных клапанов; проверка исправности БЗК, маневровых и сопловых клапанов; подача масла в систему регулирования с последующим выключением вакуум-реле и открытием БЗК; открытие клапана продувания, дренажных вентилей турбин и ресиверов, маневрового клапана, паровой коробки и камер штоков сопловых клапанов; прогрев главного паропровода, БЗК. Паропровод рекомендуется прогревать в два приема: вначале при давлении пара – 5-10 ати, затем при постепенном повышении давления со скоростью примерно 1 ати/мин или при нарастании температуры со скоростью не более10 °С/мин.

Последовательность подготовки ПТУ к действию

Рис. 2.1

2 Подготовка КУ к действию осуществляется в такой последовательности: открытие приемного и отливного клапанов ЦН; закрытие спускных клапанов водяной стороны ГК и ЦН; пуск ЦН с пониженной производительностью; заполнение сборника ГК питательной водой до половины водомерного стекла; подготовка автомата поддержания уровня конденсата в ГК; пуск конденсатного насоса с последующим открытием клапана на его напорном трубопроводе; проверка наличия циркуляции воды через холодильники эжекторов; подача конденсата к уплотнениям насосов и клапанов, работающих под вакуумом; подготовка к действию автоматики системы уплотнений, а также эжектора отсоса пара из уплотнений.

При вводе в действие КУ сначала величина вакуума в ГК поднимается до полного, а затем снижаемся до значения 550-600 мм.рт.ст.

После открытия продувания сопловых клапанов, поднятия вакуума до полного значения фиксируется готовность к пробной частоте вращения.

Наиболее ответственными этапами эксплуатации ПТУ является пуск и остановка ГТЗА. Эти операции связаны со значительными изменениями механического и термического состояния элементов ГТЗА. Из опыта эксплуатации следует, что значительная часть аварий происходит при их пуске вследствие неправильного режима прогрева, ошибочных действий экипажа и конструктивных недостатков.

Обычно ротор турбины прогревается быстрее по сравнению со статором. Поэтому в лопаточном аппарате и уплотнениях предусматриваются осевые зазоры, допускающие разность в удлинениях ротора и статора. Величина этой разности зависит от времени пуска турбины и постепенно уменьшается по мере ее выхода в установившееся рабочее состояние.

В качестве критерия для оценки правильности прогрева турбины используется разность температур в различных частях ее корпуса. Например, разность между температурами нижней и верхней частей корпуса не должна превышать 35 °С, а между температурами фланцев и болтов горизонтального разъема должна находиться в пределах 35-40 °С.

При прогревании ГТЗА рекомендуется обращать особое внимание на ТНД, как имеющей большие массы статора и ротора и не допускать, чтобы болты были холоднее фланцев во избежание возникновения чрезмерных напряжений и остаточных деформаций.

Продолжительность прогрева обусловливается конструктивными особенностями и функциональным назначением турбин. Например, активные турбины с дисковыми роторами, небольшим числом ступеней и большими зазорами в лопаточном аппарате требуют менее длительного прогрева по сравнению с реактивными. Время прогрева турбин, специально рассчитанных на быстрые и частые пуски, обычно не превышает 15 мин. Турбины, предназначенные для привода вспомогательных механизмов, допускают пуск из холодного состояния без предварительного прогрева. Для турбин высокого давления в зависимости от конструкции и начальных параметров пара время прогрева может колебаться от 1 до 8 ч и более (ввиду массивности фланцев и большой толщины стенок корпуса). Частично остывшая турбина требует более длительного прогрева. Этот процесс должен осуществляться на малой частоте вращения с целью уменьшения кривизны вала.

В процессе прогревания пар соприкасается с холодными стенками и конденсируется. Учитывая, что коэффициенты теплоотдачи образовавшегося конденсата и пара различны, поэтому скопление конденсата в отдельных частях корпуса может привести к неравномерному прогреванию турбины. Исходя из этого, рекомендуется вести тщательное наблюдение за работой дренажных устройств, добиваясь, чтобы во время прогревания все внутренние части корпуса турбины оставались сухими. После прогревания ГТЗА вакуум в ГК доводят до нормальной величины.

Конкретные рекомендации по подготовке, пуску и выводу из действия элементов ПТУ приводятся ниже.

ГЛАВНЫЙ ТУРБОЗУБЧАТЫЙ АГРЕГАТ. Подготовка и пуск ГТЗА разбиваются на пять основных этапов [21]:

• проверка состояния агрегата и обслуживающих систем;

• подготовка и пуск систем смазки и маслоснабжения системы РУЗ;

• проверка системы РУЗ;

• подготовка агрегата к пуску;

• пуск и работа агрегата на стоянке.

На первом этапе производится осмотр агрегата и проверка комплектности и правильности установки КИП; количества и качества масла и смазки ТА; разбега и просадки роторов и валов; системы и трубопроводов ГК; системы укупорки и отсоса пара от уплотнений; системы смазки и маслоснабжения РУЗ.

На этом этапе необходимо убедиться, что стопорный клапан ПГ закрыт, включить штатные КИП и открыть дренажи и продувание.

Цель второго этапа заключается в:

• проверке работы аварийного масляного насоса и системы аварийной смазки, ГМН, системы РУЗ и автоматического запуска резерва; работы устройств автоматического пуска НРВ и вакуумных насосов;

• прогрева масла в сточной цистерне до 38-40 °С;

• заполнении пневмоцистерны системы РУЗ маслом и подаче в них сжатого воздуха;

• контроле по местным манометрам давления масла на стоянке;

• включении основных масляных насосов системы смазки и РУЗ;

• заполнении цистерны аварийной смазки.

На третьем этапе производится проверка работы системы управления ГТЗА и ВРШ с постов (МПУ, ЦПУ, ГПУ), срабатывание защиты при подключении муфты ВПМ, системы защиты по давлению масла в системе смазки, системы защиты по частоте вращения роторов турбин; отключение РМД; проверка наличия воды в бачке РМД.

Цель последующего этапа заключается в:

• проверке работы конденсатной системы и создании подпора перед конденсатным насосом не менее 0,35 м;

• контроле теплового состояния и прогиба роторов турбин;

• проверке положения БЗК, РК, ОК, ВУШ клапанов регенеративных отборов;

• в контроле давления пара на подводе к уплотнениям;

• проверке защиты ГТЗА по вакууму.

На этом этапе производится прослушивание турбины, редуктора, муфты и ГУПа, включается ЭЦН, удаляется воздух из водяных камер, устанавливается нормальный уровень питательной воды в ГК, подача пара в уравнительный коллектор.

На последнем этапе производятся:

• внешний осмотр;

• закрытие продувания турбин и паропроводов;

• контроль параметров агрегата;

• пуск и выведение агрегата на режим холостого хода, прогрев турбины на режиме холостого хода;

• прослушивание турбины, редуктора, муфты и ГУПа;

• передача управления агрегатов в ЦПУ.

Более подробное изложение указанных операций приводится в ПТЭ паровых турбин и Инструкции по эксплуатации и обслуживанию ГТЗА.

При выполнении операции, например, «Прогревание ГТЗА» необходимо производить периодическое прослушивание основных элементов ПТУ (турбин, редуктора, муфты, ГУП) на предмет появления посторонних шумов, контроль теплового и вибрационного состояния турбин, а также проверку на отсутствие предупредительного сигнала о повышении температуры подшипников ГТЗА.

В случае обнаружения постороннего шума и поступления любого предупредительного сигнала частота вращения турбоагрегата должна быть снижена до величины, соответствующей исчезновению шума или сигнала. После чего выявляется причина, устраняется неисправность и осуществляется восстановление прежней частоты вращения ГТЗА.

Контроль теплового и вибрационного состояния ГТЗА осуществляется с помощью соответствующей аппаратуры, позволяющей фиксировать контролируемые параметры при переходных режимах работы (пуск, прогревание) и выдерживать их в пределах допустимых значений, приведенных в табл. 2.1 [23].

Таблица 2.1.

Допустимые значения контролируемых параметров при работе ГТЗА ТС-3в режиме пуска и прогревания

№ п/п	Контролируемый параметр	Значение в период пуска	Предельное значение
1.	Температура пара перед БЗК, °С		525
2.	Разность температур корпусов турбин, °С:
	верх-низ ТВД	30	30
	верх-низ ТНД	40	40
	по ширине фланца ТВД	30	85
3.	Прогиб роторов, мм:
	ТНД	0,04	
	ТВД	0,03	
4.	Относительное удлинение роторов, мм:
	ТВД	0(-0,5)	3
	ТНД	02,0	+6
5.	Размах вибросмещения, мкм:
	ротора ТВД		160
	ротора ТНД		160

В случае выхода из строя приборов контроля теплового состояния корпусов или прогиба роторов турбин непрерывное проворачивание роторов перед пуском должно продолжаться не менее 60 мин.

Вывод из действия ГТЗА связан с изменением термического и механического состояния его элементов. Поэтому данному этапу эксплуатации должно быть уделено особое внимание. В частности, следует поддерживать необходимый режим расхолаживания, вести постоянный контроль за тепловыми расширениями элементов и т.п.

При остановке ГТЗА осуществляют ряд последовательных операций: переводят на режим холостого хода, открывают байпасирующую промежуточный перегреватель перемычку, продувают турбины, перекрывают подвод пара к БЗК, фиксируют закрытие клапанов регенеративных отборов и др.

После остановки гребного вала подключают ВПУ, с помощью которого непрерывно вращают роторы ГТЗА с тем, чтобы не допустить образования чрезмерного теплового прогиба.

Перед прекращением подачи пара в турбину, которое производится медленным закрытием маневрового клапана, следует проверить работу вспомогательного (резервного) масляного насоса. При остановке турбины, работающей на турбогенератор, замеряют время выбега или снимают кривую выбега. При уменьшении давления в камере регулировочной ступени на концевые уплотнения подается пар.

После прекращения вращения ротора немедленно включается ВПУ, постепенно уменьшается подача пара на эжекторы и концевые уплотнения с тем, чтобы не допустить подсоса холодного воздуха в уплотнения и не вызвать чрезмерного охлаждения шеек вала.

Для равномерного охлаждения шеек вала турбин, например, с параметрами 4,5 МПа и 450 °С прокачку масла через подшипники ведут в течение 30-45 мин после прекращения подачи пара на турбину.

Если масса ротора большая, то он будет остывать медленно (20-40 ч). Прокачка масла через подшипники позволяет снизить температуру баббита вкладышей (которая поднимается после остановки турбин), предохраняет от отпотевания внутренние части подшипников и вал в масляных карманах от коррозии. Поэтому прокачку масла рекомендуется вести после остановки турбины не менее 2-4 ч.

После остановки турбины записывают значения тепловых расширений корпуса и осевого положения ротора. Все ВМ могут быть остановлены или оставлены в работе в зависимости от состояния моря, характера и длительности стоянки.

При остановке на длительное время до полного охлаждения следует с целью предотвращения коррозии корпуса турбины открыть все дренажи и проворачивать ротор ВПУ.

При остановке на 20-30 дней отключаются все паропроводы и дренажи, подается горячий воздух для поддержания температуры турбины на 5-10 °С выше температуры окружающей среды.

На время остановки турбины до трех месяцев и более следует покрыть все детали консервирующими смазками, разобрать узлы, но без вскрытия корпуса, отключить паропроводы, все дренажи, обеспечить герметизацию концевых уплотнений. При этом следует руководствоваться инструкциями завода-строителя.

ПАРОГЕНЕРАТОР. На ввод и вывод из действия ПГ оказывают влияние их конструктивные особенности. Например, для ПГ КВГ 80/80 одной из особенностей является большая масса.

Пуск ПГ в работу производится в соответствии с инструкцией завода-строителя. При этом сохраняется такая последовательность:

• вентиляция и розжиг растопочной форсункой на дизельном топливе;

• подъем пара, продувание и прогрев пароперегревателей и систем паропроводов;

• перевод ВМ на пар от главного ПГ;

• включение в работу штатных форсунок и переход на сжигание мазута;

• постановка ПГ на автоматическое управление и защиту.

Время ввода ПГ в работу совместно с ГТЗА составляет не менее 8 ч. Такой продолжительный временный интервал обусловлен тем, что после подъема пара до 2,5 МПа ПГ подключается к магистрали охлажденного пара, после чего выводится на номинальное давление, а затем осуществляется подготовка ГТЗА.

В период подъема давления пара помимо соблюдения требований ПТЭ, необходимо тщательно контролировать давление топлива перед растопочной форсункой, которое должно быть не более 0,5 МПа, а также процесс горения через смотровые глазки. Опыт показывает, что в ряде случаев в период розжига наблюдается пропуск воздуха через воздухонаправляющее устройство неработающих форсунок. Последнее приводит к ухудшению процесса горения, интенсивному загрязнению экранов и поверхностей нагрева продуктами неполного сгорания. Кроме того, при давлении мазута, равном 0,3-0,6 МПа, качество его распыла заметно ухудшается.

При выводе ПГ из действия, согласно инструкции завода-строителя, необходимо:

• проработать на сниженной нагрузке (двумя форсунками с давлением топлива перед ними не более 0,25 МПа) не менее 30 мин после вывода ПГ из действия;

• в течение 2 ч вести наблюдение за ним для своевременного обнаружения возгорания сажистых отложений в газоходе. При этом общее время вывода ПГ из действия практически составляет 36-40 ч.

Ввод ПГ под нагрузку осуществляется в следующей последовательности:

• вентиляция и розжиг с помощью растопочной форсунки на дизельном топливе;

• подъем давления пара в ПГ до 2,5-3,0 МПа, продувание, прогрев пароперегревателей, пароохладителей и систем паропроводов;

• пуск в работу питательного насоса (как правило, от вспомогательного ПГ);

• открытие главного стопорного клапана и постепенный вывод ГТЗА на режим "Порт". Тем самым обеспечивается прокачка экономайзера, пароперегревателей, а также создание условий равномерного и ускоренного прогрева всего ПГ. Питание ПГ при этом осуществляется подогретой водой.

Дальнейший ввод ПГ в работу осуществляется постепенным подъемом давления пара от 2,5-3,0 МПа до 9,0 МПа по методу скользящего давления.

К моменту подъема пара в главном ПГ до номинального давления ГТЗА и тепловая схема ПТУ практически оказывается введенной в работу. В этот период вспомогательный ПГ остается в действии на минимальной нагрузке. После вывода ПГ на номинальное давление ВМ переводятся на пар главного ПГ, а вспомогательный ПГ выводится из действия. Главный ПГ ставится на автоматическое управление и защиту.

Такой порядок ввода главного ПГ в работу позволяет сократить общее время подготовки ПТУ к действию за счет одновременного равномерного прогрева ГТЗА.

В случае работы ГТЗА на ходу от вспомогательного ПГ перевод его на пар от главного ПГ осуществляется в момент, когда параметры его будут наиболее близки к параметрам пара от вспомогательного ПГ. Тем самым будет обеспечен плавный прогрев ГТЗА для работы на параметрах «главного пара». Вывод ПГ из действия осуществляется после того, как ПГ проработает на сниженной нагрузке не менее 30 мин. После этого начинается медленное снижение давления пара в ПГ путем срабатывания его на ГТЗА. Вначале ПГ работает на одной форсунке с использованием дизельного топлива (для прокачки топливного трубопровода). После понижения давления пара до 5,0 МПа к ПГ прекращается подача топлива. Давление пара снижается до 2,5 МПа при ГТЗА, работающем в режиме холостого хода. Время работы ГТЗА по мере снижения давления пара от номинального до 2,5 МПа и остывания ПГ за этот период составляет 2-3 ч. При этом за счет равномерного остывания ПГ (остаточное тепло отводится на ГК) снижается возможность возгорания отложений в хвостовых поверхностях нагрева. Общее время вывода главного ПГ при этом также снижается.

В качестве примера на рис. 2.2 [23] приведен график ввода главного ПГ танкера «Кубань».

Характерными моментами по времени при вводе в действие главного ПГ являются т. А,Б,В,Г. По истечении 5,05 мин. ПГ переводится на автоматическое управление.

Изменение параметров при выводе ПГ из действия танкера «Крым» приведено на рис. 2.3. [21].

Г рафик ввода в действие главного ПГ танкера "Кубань"

Рис. 2.2 (1 – давление пара; 2 – температура уходящих газов).

Г рафик изменения параметров при выводе главного ПГ из действия

Рис. 2.З (1 – температура уходящих газов; 2 – температура питательной воды; 3 – температура перегретого пара; 4 – температура пара за промежуточным пароперегревателем; 5 – давление пара в котле).

Общее время остывания главного ПГ при выводе из действия за счет отвода остаточного тепла на ГК (рис. 2.3) уменьшилось до 24 ч, что составило 70 % от времени, рекомендованного заводом-строителем.

Из приведенных графиков видно, что реализуемый способ обеспечивает достаточно равномерный прогрев всей ПТУ при ее вводе, а при выводе создает условие для отвода остаточного тепла от ПГ на ГК, что способствует снижению опасности возгорания сажистых отложений в хвостовых поверхностях и в целом повышает надёжность работы ПТУ.

2.2. Режимы работы.

Судовые ПТУ в зависимости от условий эксплуатации имеют различные режимы работы. В качестве примера применительно к отечественной ПТУ крупнотоннажных танкеров на рис. 2.4. приведены возможные режимы работы [23].

Режим работы ПТУ в целом обуславливает и соответствующие режимы ее отдельных элементов (ПГ, ГТЗА, ГК, ПН).

Одним из основных режимов работы главного ПГ является водный режим. Его разновидности применительно к ПГ типа КВГ 80/80 приведены в табл. 2.2.

Схема режимов работы ПТУ крупнотоннажного танкера

Рис. 2.4 (ППХ – полный передний ход; СПХ – средний передний ход; МПХ – малый передний ход).

Таблица 2.2.

Разновидности водного режима работы ПГ типа КВГ 80/80

№ п/п	Водный режим	Продолжительность работы, ч
1.	Штатный режим внутрикотловой обработки воды раствором тринатрийфосфата.	1450
2.	Обработка питательной воды раствором гидразина и аммиака.	1780
3.	Трилонный (комплексонный) режим.	550

Работа ПТУ крупнотоннажных танкеров характеризуется тремя основными режимами работы: «Море», «Порт» и стояночный. В зависимости от этих режимов изменяются и параметры работы ПТУ. Некоторые из них, полученные в процессе испытаний, представлены в табл. 2.3. [23].

Таблица 2.З.

Параметры работы ПТУ при различных режимах работы

№ п/п	Показатель	Водный режим*	Режим работы ПТУ
			«Море»	«Порт»	Стояночный
			Среднее значение	Среднее значение	Среднее значение
1.	Мощность на гребном валу, тыс.э.л.с.	ФР	22	4,8	
		ГР	22	2,8	
		ТР	22,9	2,1	
2.	Давление пара в ПГ, МПа	ФР	9,1	9,1	9,1
		ГР	8,9	9,1	8,8
		ТР	8,8	8,5	
3.	Температура перегретого пара, °С	ФР	502	480	429
		ГР	472	471	552
		ТР	481	440	

^* ФР - фосфатный режим; ГР - гидразинный режим; ТР - трилонный режим.

Анализ результатов, приведенных в табл. 2.3, показывает, что наименее благоприятные условия с точки зрения стабильности работы ПТУ наблюдаются во время проведения гидразинной обработки воды. Средняя продолжительность работы ПТУ до изменения нагрузки составляла 27,3 ч, что на 24 % меньше, чем при исследованиях фосфатного режима, и в шесть раз меньше по сравнению с трилонной обработкой.

В процессе испытаний было установлено, что снижение содержания продуктов коррозии в питательной воде до нормируемых значений может быть достигнуто только с помощью гидразинно-аммиачной обработки питательной воды. Она позволяет значительно снизить концентрацию продуктов коррозии железа, а также уменьшить их содержание в паре и конденсатах по сравнению с фосфатным режимом. При гидразинном режиме происходит значительный рост содержания продуктов коррозии железа и меди в котловой воде. Это свидетельствует о снижении интенсивности выпадения на поверхностях нагрева железо-медноокисных отложений в результате образования неприкипающих форм этих соединений.

Таким образом, исходя из анализа результатов проведенных испытаний, следует, что оптимальным режимом для ПГ типа КВГ 80/80 является гидразинно-аммиачный режим обработки питательной воды. Для поддержания значений РН в питательной воде необходимо вводить тринатрийфосфат в ПГ, а РН поддерживать в пределах 9,5-10.

В период работы ПТУ их ГТЗА могут эксплуатироваться также на различных режимах. Классификационная схема возможных вариантов приведена на рис. 2.5.

Схема основных режимов работы ГТЗА

Рис. 2.5.

Основным ходовым режимом работы ГТЗА является режим «Море». При работе ГТЗА на постоянных режимах к чему подключается турбо-блок, а при маневрах или проходе судном узостей, когда требуется работа двух независимых источников электроэнергии, турбоблок должен приводиться от собственной турбины и работать в параллель с резервным турбогенератором.

Для определения мощности и характерного режима работы ГТЗА можно использовать формулу:

, (2.1)

где G_n – расход пара;

H_a – изоэнтропийный перепад энтальпий;

η_e – эффективный КПД.

При эксплуатации ПТУ изменение мощности в основном определяется изменением расхода пара. В качестве примера в табл. 2.4 приведены данные, полученные в процессе испытаний ПТУ крупнотоннажного танкера [23].

Таблица 2.4.

Изменение мощности ГТЗА в зависимости от режима работы

Режим работы	Эффективная мощность, э.л.с.	Часовой расход пара, кг/ч	Удельный расход пара, кг/элс-ч	Удельный расход топлива, кг/элс-ч
ППХ	29924	70668	2,36	0,188
СПХ	21388	53820	2,52	0,199
МПХ	II788	31824	2,70	0,244

З ависимости параметров элементов ПТУ и судна от режима работы ГТЗА приведены на рис. 2.6.

Изменение параметров элементов ПТУ и судна в зависимости от режима работы ГТЗА.

Рис. 2.6: а) зависимость крутящего момента и скорости судна от нагрузки ГТЗА (n = 85 об/мин); б) зависимость потерь мощности и нагрузки элементов ПТУ от режима работы ГТЗА (ΔN^ТБ – потери мощности турбоблока; ΔN_М – механические потери мощности ГТЗА; N_ПН – мощность питательного насоса; N_ТГ – нагрузка турбогенератора); в) зависимость экономических показателей от режима работы ГТЗА.

На режимах, отличных от номинального, учитывая, что частота вращения гребного винта не изменяется (n=const), происходит снижение крутящего момента на фланце редуктора и скорости хода (рис. 2.6,а). Приведенные зависимости М_кр=f(N_e) и V_s=f(N_e) получены для режимов работы на ППХ, СПХ, МПХ в грузу и балласте.

Известно, что эффективный КПД турбоагрегата определяется внутренним КПД группы ступеней (η_i) и механическим КПД ГТЗА (η_м), т.е. η_е= η_i η_м .

Решающее влияние на эффективный КПД оказывают внутренние потери энергии в ГТЗА, которые увеличиваются при снижении его нагрузки.

Механические потери энергии в ГТЗА и навешенных механизмах также оказывают влияние на эффективный КПД (рис. 2.б,б).

Анализ зависимостей эффективного КПД и удельного расхода топлива на ПТУ от режима работы ГТЗА, приведенных на рис. 2.б,в, показывает, что эффективный КПД турбоагрегата с уменьшением нагрузки снижается, стремясь к нулю.

На режим работы ПТУ оказывает влияние и режим работы ГК, который, в свою очередь обуславливается рядом факторов (например, температурой забортной воды, режимом работы вакуумного насоса, температурой конденсата и др.). Зависимости изменения параметров работы ГК от различных факторов приведены на рис. 2.7.

Изменение параметров работы ГК в зависимости от различных факторов

Рис. 2.7: а) зависимость давления в ГК от температуры забортной воды (1,3 - кривые при мощности ГТЗА соответственно 29 и 23 тыс.л.с; 2,4 - расчетные кривые полученные при расходах охлаждающей воды 9000 и 7000 т/ч и мощности 29 тыс.л.с); б) зависимость температуры конденсата за ГК от скорости хода судна.

Сравнение экспериментального и расчетного графиков P_K=f(t_зв) при мощности ПТУ 29 тыс.л.с. показывает, что при идентичных условиях давление в ГК в действительности оказывается на 5-8 % выше расчетного значения. Это объясняется частичным загрязнением проточной части ГК и большой крутизной характеристики Q=f(P_K) вакуумных насосов (рис. 2.8).

Рабочая характеристика вакуумного насоса CL-703

Рис. 2.8.

Анализ приведений характеристики Q=f(P_K) показывает, что изменение давления на всасывании насоса в зоне рабочей точки на 1 мм рт.ст. приводит к снижению производительности насоса на 20 м³/ч. Это может существенно повлиять па величину разряжения в ГК.

Анализ зависимости, приведенной па рис. 2.7,б показывает, что температура конденсата по мере уменьшения скорости судна сначала имеет тенденцию к снижению и, достигнув минимального значения при V_s≈9 уз., достаточно быстро повышается. При скорости судна, близкой к 5 уз, значение t_к становится равным первоначальной величине. Это может быть объяснено нелинейной зависимостью между расходом пара на ГК и скоростью судна (расходом охлаждающей воды на ГК) при указанных выше значениях V_s. На первом участке расход пара падает быстрее подачи количества охлаждающей воды, на втором – картина становится обратной.

В процессе эксплуатации крупнотоннажных судов с ПТУ возможны случаи длительного плавания при частичных скоростях. При этом не исключено влияние таких внешних факторов как отклонение от расчетного значения температуры охлаждающей воды, обрастание макро- и микрообрастателями, занос промышленными отходами циркуляционной системы и трубок ГК, а также МОХ. Эти причины приводят к снижению расхода охлаждающей воды, росту термического сопротивления теплопередающих поверхностей ГК и МОХ, вследствие чего ухудшаются технико-эксплуатационные показатели ГТЗА в целом.

Для оценки минимальной скорости судна, при которой обеспечивается устойчивая работа ГК, могут быть использованы данные (рис. 2.7,б) с учетом относительного уменьшения расхода охлаждающей воды, вызванного дополнительным гидравлическим сопротивлением системы, а также времени снижения скорости судна от эксплуатационной до минимально возможной, обеспечивающей устойчивое охлаждение элементов ГТЗА при самопротоке.

Оценка времени выбега судна в интервале скоростей, обеспечивающих надежное охлаждение самопротоком, необходима для эксплуатационников в период экстренных остановок ГТЗА.

Для решения поставленной задачи кроме зависимости температуры насыщения (абсолютное давление в ГК) необходимо знать изменение температуры масла за МОХ, а также нагрев охлаждающей воды в ГК при переменных значениях скорости судна. Зависимость изменения температуры масла от скорости хода судна приведена на рис. 2.9.

Зависимость изменения температуры масла от скорости

Р ис. 2.9. (1 - изменение температуры забортной воды; 2 - изменение температуры масла).

Анализ приведенных зависимостей показывает, что температура масла на выходе из МОХ при снижении скорости судна монотонно увеличивается. Согласно инструкции по эксплуатации ГТЗА температура масла на выходе из МОХ не должна выходить за пределы 35-45 °С и регулируется путем изменения подачи охлаждающей воды. Глубина регулирования при прочих равных условиях зависит от температуры охлаждающей воды. Последняя и будет определять минимальную скорость судна, при которой возможно использование самопротока. В период испытаний [23] температура охлаждающей воды соответствовала 22,4-22,7 °С, а предельное значение температуры масла было достигнуто при Vs=5,7 уз. При температурах охлаждающей воды, отличных от указанных, минимальное значение скорости судна будет от этого значения несколько отличаться; границы отклонения могут быть определены как расчетным путем, так и дополнительными испытаниями.

В период эксплуатации ПТУ водозаборник, трубопроводы циркуляционной системы, ГК подвергаются обрастанию и заносу в портах промышленными отходами. Все это приводит к росту гидравлических потерь циркуляционного тракта при неизменной скорости судна, уменьшению расхода охлаждающей воды и как следствие – к ухудшению вакуума в ГК. Расходы охлаждающей воды, полученные расчетным путем, на основании уравнения теплового баланса приведены в табл. 2.5. [23].

Таблица 2.5.

Изменение расхода охлаждающей воды в зависимости от сопротивления циркуляционного тракта.

Угол поворота затвора, α (град.)	Нагрев охлаждающей, воды, Δtзв, °С	Расход охлаждающей воды, Gвохл, м3/ч	Относительный расход охлаждающей воды, Gвохл/(Gвохл)	Давление в ГК, ата
0	3,50	8750	1,010	0,0665
10	3,55	8627	0,986	0,0664
15	3,70	8277	0,946	0,0665
20	3,80	8059	0,921	0,0665
25	4,10	7470	0,854	0,0665
30	4,40	6960	0,796	0,0668
35	4,70	6516	0,745	0,0683
40	5,30	5778	0,660	0,0692
45	6,00	5104	0,583	0,0720
50	7,20	4253	0,486	0,0820

Анализ приведенных данных показывает, что в случае дополнительного суммарного сопротивления циркуляционного тракта, соответствующего снижению расхода охлаждающей воды более, чем на 50 %, давление в ГК ухудшается примерно на 24 % от начального и лежит в допустимых эксплуатацией пределах.

В период эксплуатации ПТУ возможен случай, когда по метеонавигационным условиям возникает необходимость в экстренной остановке ГТЗА. В этих условиях представляет определенный интерес оценка времени работы ГТЗА при использовании самопротока в период выбега судна. В указанных ситуациях электроциркуляционный насос, как правило, бывает отключенным. Определяющей в оценке минимальной скорости судна в период его выбега, при которой еще обеспечивается самопроток, является также надежная работа МОХ. Устойчивая работа последнего обеспечивается при скоростях не ниже 5-5,7 узла.,

Время свободного выбега при скоростях судна, обеспечивающих устойчивое охлаждение водой ГТЗА, зависит от начальной скорости судна, наличия груза, состояния моря, частоты вращения гребного вала в период выбега и т.п.

Анализ информации, приведенной в работе [23] показывает, следующее:

- при управлении судном на сниженных скоростях возможно использование самопротока вплоть до скорости судна, равной 5,7-5,8 узла. Определяющими при этом являются не параметры ГК, а температура масла за МОХ, значение которой при прочих равных условиях зависит от температуры охлаждающей воды;

• минимальная скорость судна, при которой можно использовать самопроток, определяется возможностями МОХ;

• для поддержания глубокого вакуума в ГК необходимо уделять особое внимание техническому состоянию вакуумных насосов ГК и плотности вакуумной части ГТЗА. Большая крутизна зависимости Q=f(P_к) не способствует поддержанию глубокого вакуума даже при относительно небольших поступлениях дополнительного количества воздуха, отличного от расчетного значения.

В условиях эксплуатации бывают случаи, когда ПТУ работает на неспецификационном режиме. Это связано с условиями плавания, влиянием температуры забортной воды, загрязнением теплообменных поверхностей ПГ, ГК, теплообменников, изнашиванием отдельных механизмов и т.д. Все эти факторы оказывают определенное влияние на начальные и конечные параметры, на экономичность ПТУ, перераспределение параметров по ступеням и корпусам ГТЗА. Однако по своим признакам они могут быть сведены к нескольким типовым случаям [22]. В частности, при изменении расхода пара, начального давления, начальной температуры пара и конечного давления. Возможна и такая задача – изменение экономичности ПТУ, вызванного загрязнением ГК, переключением скоростей и числа ГЦН.

Как указывалось ранее, мощность ГТЗА, а следовательно, и ПТУ определяется в соответствии с выражением (2.1.).

Исходя из (2.1.) мощность ПТУ может быть изменена путем уменьшения расхода пара при H_a=const (сопловое регулирование) или за счет уменьшения адиабатного теплоперепада (дроссельное регулирование).

Анализ экономичности двух способов регулирования (сопловое, дроссельное) показывает, что при сопловом регулировании окружной КПД регулировочной ступени ГТЗА существенно снижается по отношению к режиму полного хода. При дроссельном регулировали картина такова: окружной КПД возрастает, если на расчетном режиме его значение было ниже оптимального, и уменьшается, если оптимален на расчетном режиме. Зависимость КПД от режима работы ПТУ приведена на рис. 2.10.

Изменение КПД турбин от режима работы при различных способах регулирования

Рис. 2.10. (1 – сопловое регулирование; 2 – дроссельное регулирование).

Изменение давления в ГК в принципе сказывается на изменении H_a во всех ступенях ГТЗА. Обычно расчетным давлением в ГК является P_к=0,05 ата. При его изменении до 0,025 ата удельный объем увеличивается с 28,7 до 55,26 м³/кг.

Известно, что при уменьшении давления в ГК растет КПД цикла Ренкина, поэтому до определенного предела понижение давления в ГК дает некоторый положительный эффект (рост η_tR компенсирует снижение η_e).

По опытным данным при снижении P_к с 0,05 ата до 0,03 ата мощность ПТУ увеличивается на 2-3 % без дополнительного расхода пара.

Зависимость изменения мощности ГТЗА от давления в ГК при различных режимах работы ГЦН приведена на рис. 2.11. [23].

Изменение мощности ГТЗА от давления ГК при различных режимах работы ГЦН

Рис. 2.11. (1 – зависимость изменения мощности от давления в ГК δN=f(P_к) ; 2 – зависимость температуры охлаждающей воды от давления в ГК t_i=f(P_к)).

Приведенные зависимости позволяют определить относительную величину перерасхода топлива, вызванную загрязнением ГК и отклонением расхода охлаждающей воды от расчетного значения, а также произвести выбор рационального режима работы ГЦН при чистом и загрязненном ГК. Предположим, что КУ рассчитана на температуру охлаждающей воды, равной 23 °С, и при работе двух ГЦН давление в ГК при чистой поверхности охлаждения соответствует P_к=0,05 ата.

При переходе судна в район плавания с более низкими температурами охлаждающей воды экономичность ПТУ возрастет. Величина выигрыша в экономичности может быть определена следующим образом. Замеряется температура охлаждающей воды на входе в ГК, затем проводится линия до пересечения с кривой t_i=f(P_к), восстанавливается перпендикуляр до кривой δN=f(P_к) и отсчет по оси ординат дает экономию топлива (δN=0d₁, линии dδcd).

В случае если насос работает на сниженном режиме, общая экономия топлива будет определяться таким образом. Сначала снимается новая величина отклонения экономичности ПТУ, а затем к ней прибавляется соответствующая экономия топлива (прямая линия А), получаемая вследствие уменьшения затраты энергии на привод второго насоса. Общая экономия топлива будет определяться δN_Σ=0A+0d₁.

Правильность назначения режима работы ГЦН должна исходить из сравнения первого и второго значения δN.

При загрязнении поверхности охлаждения ГК и данном значении температуры охлаждающей воды давление, замеренное вакуумметром, окажется большим по сравнению с предполагаемым (т. δ₂, δN=0d₂).

Рассмотренный метод определения изменения экономичности ПТУ позволяет установить относительные значения перерасхода топлива, вызванные повышением давления в ГК, и назначить режим работы ГЦН, обеспечивающий снижение этих потерь.

2.3. Особенности работы на частичных нагрузках.

Нагрузка ПТУ характеризуется величиной отношения ее мощности на рассматриваемом (N_e) и номинальном (N_e0) режимах работы, т.е. . Существует взаимная связь между нагрузкой ПТУ ее основными элементами и обслуживающими механизмами. Например, с ее уменьшением происходит снижение расхода пара на ГТЗА, а следовательно, производительности ПГ и ВМ. Нагрузка питательного, конденсатного и топливных насосов убывает примерно так же, как и нагрузка ГТЗА, при этом коэффициент нагрузки некоторых ВМ (например, масляных и циркуляционных насосов, эжекторов, машинных вентиляторов и т.п.) может оставаться неизменным на всех режимах работы ПТУ. При изменении режима работы котельного вентилятора вследствие одновременного уменьшения подачи и напора его нагрузка падает значительно быстрее по сравнению с ГТЗА.

С уменьшением нагрузки ПТУ понижается экономичность ее основных элементов и ВМ, что приводит к значительному повышению относительного расхода пара на ВД, особенно при нагрузках около 0,3 номинальной и менее. В результате этого снижается эффективный КПД установки в целом.

В процессе работы на частичных нагрузках экономичность ГТЗА может быть повышена за счет применения более совершенных способов регулирования, например, путем использования специальных групп сопл или их комбинаций, а иногда и специальных ступеней уменьшенных ходов.

В многовальных ПТУ существенное повышение экономичности на частичных нагрузках может быть достигнуто путем отключения части ГД (за счет возрастания нагрузки и КПД оставшихся в действии ГД), а также части обслуживающих ВМ. При этом допустимая нагрузка работающих двигателей должна быть ограничена по крутящему моменту теплонапряженности или другому параметру.

Выбор режима работы парогенераторной установки на частичных нагрузках определяется характером зависимости КПД ПГ от расхода топлива, а также влиянием на экономичность ПТУ механизмов, обслуживающих ПГ. Учитывая, что дополнительные затраты на работу ВМ, обслуживающих ПГ, значительны, поэтому на режимах частичных нагрузок целесообразно уменьшать количество действующих ПГ вместе с обслуживающими их механизмами, но не в ущерб требованиям надежности, живучести и др. В данном случае выигрыш от уменьшения расхода тепла на обслуживающие ВМ перекрывает потери от снижения КПД ПГ, связанного с увеличением нагрузки.

К мероприятиям, повышающим экономичность ВМ на режимах частичных нагрузок можно отнести следующие:

• применение механизмов, имеющих максимальный КПД при работе на частичной нагрузке;

• распределение производительности, обеспечивающей номинальный режим ПТУ, между несколькими механизмами с последующим отключением некоторых из них при частичных нагрузках;

• применение двух- или трехскоростных электродвигателей для привода ВМ от одного ВД;

• применение ВМ с приводом от ГД.

К мероприятиям, повышающим экономичность тепловых схем на частичных нагрузках, относятся:

• выбор и регулирование давления отработавшего пара ВМ применительно к работе ПТУ на частичной нагрузке;

• изыскание добавочных потребителей отработавшего пара для уменьшения его избытка.

2.4. Влияние параметров окружающей среды.

Из внешних факторов, влияющих на мощность и экономичность ПТУ, решающее значение имеет температура охлаждающей воды. Она в зависимости от района плавания судна может изменяться от 0 до 35 °С, а в качестве ее расчетного значения для ПТУ принимается величина, равная 23-24 °С.

Известно, что при заданных начальных параметрах пара и G_n=const мощность ПТУ зависит только от давления в ГК (Р_к), т.е. от температуры насыщения (t_н), которая в свою очередь, связана с температурой охлаждающей воды соотношением: t_н=t_зв+Δt_к (Δt_к – температурный напор в ГК, t_зв – температура забортной воды).

При средних параметрах пара (P_п=45 кгс/см², t_пе=480 °С) изменению давления Р_к на 0,01 кгс/см² соответствует приращение мощности примерно 1,0-1,5 %, Характерные зависимости приращения мощности ГТЗА от давления в ГК приведены на рис. 2.12. [1].

Зависимость приращения мощности ГТЗА от давления в ГК

Рис. 2.12. (1 – первая, вторая и третья группы сопл; 2 – первая и вторая группы сопл, 3 – первая группа сопл).

Очевидно, что относительное приращение располагаемого перепада энтальпий на ГТЗА (его мощности) за счет изменения вакуума в ГК более существенно при низких начальных параметрах пара.

При уменьшении давления в ГК до критического Р_к^кр и ниже приращение мощности ГТЗА достигается посредством использования расширительной способности косого среза рабочих лопаток последней ступени ТНД. При достижении предельного противодавления Р_к^пр пар расширяется за пределами рабочих лопаток и дальнейшее понижение давления Р_к не оказывает влияния на мощность ГТЗА.

Температура насыщения при заданных значениях температуры забортной воды связана определенной зависимостью с температурным напором, где одним из определяющих факторов является кратность охлаждения ГК. Поэтому при определенном значении t_зв и G_n=const в процессе эксплуатации на величину температурного напора, а следовательно, и на вакуум в ГК можно влиять главным образом изменением кратности охлаждения (подачи ГЦН). При этом будет изменяться также и процесс теплоотдачи, который при прочих равных условиях зависит от расхода охлаждающей воды и ее температуры, а также от количества поступающего в ГК воздуха и степени загрязне­ния охлаждающей поверхности. Кроме того, на давление в ГК влияет совместная работа конденсатной и воздушной систем.

Уменьшение давления в ГК ниже предельного имеет место при низких значениях t_зв и не только не приводит к увеличению мощности ГТЗА, но и снижает экономичность ПТУ в результате уменьшения температуры конденсата и возрастания затрат тепла на подогрев питательной воды. При этом иногда увеличивается также переохлаждение конденсата и возрастает количество растворенного в нем кислорода.

Поддержание спецификационного вакуума в ГК при повышенных (сверх расчетной) температурах забортной воды требует дополнительного увеличения кратности охлаждения (переключения ГЦН на повышенную частоту вращения, включение резервных циркуляционных насосов и т.п.), что не всегда целесообразно с точки зрения экономичности ПТУ. Поэтому оптимальный режим КУ при t_зв=var должен выбираться по так называемому экономическому вакууму в ГК, который соответствует максимальной мощности энергетического комплекса турбина - ЦН при G_Т=const и обеспечивает таким образом минимальный расход топлива на единицу мощности ПТУ.

Каждой температуре забортной воды при заданном расходе пара соответствует определенное значение оптимального вакуума в ГК, которое зависит также и от ряда других эксплуатационных факторов, в частности: степени загрязнения ГК, его воздушной плотности, нагрузки электростанции, режима работы воздушно-конденсатной системы и др.

В некоторых случаях режим работы КУ целесообразно оценивать по величине общесудовых эксплуатационных расходов, приходящихся на тонно-милю. При этом вакуум в ГК, обеспечивающий при прочих равных условиях минимальные удельные эксплуатационные расходы, в отличие от экономического принято называть оптимальным эксплуатационным. Это значение обычно выше экономического. Однако, если изменение давления конденсации не отражается на мощности ГТЗА и скорости судна (когда в ГК достигается предельное противодавлениеР_к^пр), определяющим показателем работы КУ остается только экономический вакуум.

Возможности практического выполнения рекомендаций по поддержанию оптимальных режимов работы ПТУ при условии t_зв=var во многом зависят от типа привода и способа регулирования ЦН, характеристик и особенностей циркуляционной, конденсатной и воздухоудаляющей систем.

2.5. Техническое обслуживание при эксплуатации.

В процессе работы ПТУ необходимо вести постоянное наблюдение за ее основными элементами. Обслуживающий персонал, например, при эксплуатации ГТЗА обязан обеспечить ЗХ и маневренность судна, надежность работы всей ПТУ и требуемую мощность при минимальном расходе пара. При этом в поле зрения должны находиться число открытых сопел и параметры пара перед соплами. Более тщательное наблюдение рекомендуется вести за работой ПТУ при плавании судна в штормовую погоду, на мелководье, в ледовых условиях, при попытках сняться с мели своим ходом, на швартовах, при работе на ЗХ, циркуляции судна, при изменении дифферента, повреждении гребного винта, буксировке другого судна.

Поддержание нормального давления и температуры в процессе эксплуатации ПТУ обеспечивает ее надежную и экономичную работу. При этом допускаемые отклонения от нормальных значений не должны превосходить, по давлению – 5 % и температуре – 10-15 °С.

В случае падения температуры пара ниже допускаемой величины необходимо открывать клапан продувания паропроводов, парораспределительных органов и турбины, снизить частоту вращения агрегата и путем перекрытия маневрового клапана уменьшить давление.

При вскипании воды в ПГ должна быть немедленно снижена частота вращения турбины и открыты клапаны продувания паропроводов, парораспределительных органов и турбины. Рекомендуется следить за постоянством давления пара в промежуточных ступенях, камерах отбора турбин и в системе уплотнения (0,1-0,3 кгс/см²), а также за величиной разряжения в камерах отсоса (20-50 мм рт.ст.). При наличии вестовых труб в качестве контроля может быть использовано легкое парение.

Контроль за состоянием проточной части турбины и заносом ее солями рекомендуется осуществлять путем систематической проверки давления и его перепадов по ступеням на различных режимах работы. Для каждой турбины устанавливаются свои предельные величины давлений в контролируемых ступенях. При их отклонении, например увеличении, необходимо снизить нагрузку на турбину.

Во время обслуживания КУ в целях поддержания нормального вакуума устанавливают режим работы ЦН соответственно температуре забортной воды и паровой нагрузке ГК. В случае падения вакуума в ГК, прежде всего, рекомендуется проверить систему уплотнений турбины. Если окажется, что уплотнения работают нормально, а вакуум продолжает падать, необходимо пустить в действие резервный эжектор и установить причину этого падения. Характерными причинами падения вакуума могут быть ненормальная работа эжекторов, циркуляционных и конденсатных насосов, недостаточная плотность соединений, уровень конденсата и т.д.

Если в процессе работы КУ возросла величина переохлаждения конденсата целесообразно перейти на частичную циркуляцию. Для эксплуатационного контроля режима работы КУ во время каждой вахты рекомендуется производить проверку содержания кислорода в ГК. Его величина должна находиться в пределах 0,05-0,1 мг/л. Повышение содержания кислорода сверх установленных значений свидетельствует о подсосе воздуха. Не реже одного раза за вахту должна осуществляться проверка солености конденсата. Ее содержание не должно превышать 5 мг/л. Причинами засоления конденсата могут быть дефекты трубок (свищи, трещины, паровая эрозия, уплотнения в трубных досках); подсос забортной воды при ненормальной работе испарителей; дефекты в запасных цистернах питательной воды.

При изменении внешних условий плавания судна необходимо руководствоваться следующим. Во время бортовой качки следует перейти на прием забортной воды из донного кингстона для предотвращения срыва подачи циркуляционной воды в ГК.

При плавании на мелководье, при входе в порт и выходе из него забор охлаждающей воды рекомендуется осуществлять через бортовой кингстон, во избежание засорения илом и песком трубок ГК и трубопроводов МОХ.

При плавании в мелкобитом льду переходят на донный кингстон с одновременным продуванием паром бортовых с тем, чтобы они были резервными на случай забития льдом донного кингстона.

В процессе эксплуатации отдельных элементов КУ следует обращать внимание на изменение их характеристики при работе на различных режимах. Например, при работе пароструйных воздушных эжекторов различают два режима работы: предельный (когда давление за диффузором не превышает предельного противодавления), допредельный (когда давление за диффузором больше противодавления) [23].

При работе ступени эжектора на предельном режиме в одном из сечений камеры смешения или диффузора устанавливается критическая скорость эжектируемой паровоздушной смеси или смешанного потока. Поэтому производительность ступени эжектора предельная, т.е. максимально возможная при данном давлении всасывания и не изменяется с изменением противодавления.

При работе на допредельном режиме производительность ступени эжектора меньше предельной, причем, чем выше противодавление, тем при прочих неизменных условиях производительность меньше.

Предельное противодавление зависит от размеров проточной части эжектора и расхода пара. Его величина у первой ступени эжектора значительно ниже атмосферного давления и при выключенных последующих ступенях она работать не может. Предельное противодавление, а вместе с ним и предельная производительность ступени эжектора даже при неизменных начальных параметрах пара могут возрастать, но только при одновременном повышении давления всасывания.

Одним из важнейших показателей, определяющих режим пароструйного воздушного эжектора и КУ в целом, является давление всасывания его первой ступени. Оно зависит от температуры удаляемой из ГК паровоздушной смеси, количества воздуха в этой смеси, температуры и количества охлаждающего конденсата, который поступает в охладители.

В процессе эксплуатации начальные параметры пара (давление и температура) обычно поддерживают постоянными, а количество и температура охлаждающего конденсата меняются в таких пределах, что их влияние на режим работы эжектора незначительно. Поэтому характеристики пароструйного воздушного эжектора строят в виде зависимостей давления всасывания первой ступени (Р_вс) от количества воздуха в отсасываемой эжектором паровоздушной смеси (G_в) и ее температуры (t_см) при неизменных начальных параметрах рабочего пара (Р_н, t_н), а также количества и температуры охлаждающего конденсата (G_охл.к, t_охл.к). В качестве примера на рис. 2.13. приведены характеристики пароструйного эжектора при различных значениях температуры отсасываемой паровоздушной смеси [23].

Характеристики двухступенчатого пароструйного эжектора

Рис. 2.13.: а) при t_см=25 °С (1 – предельное противодавление первой ступени; 2 – давление всасывания второй ступени; 3 – давление всасывания первой ступени); б) при t_см=var (1 – температура паровоздушной смеси равна 38 °С; 2 - 34 °С; 3 - 30 °С; 4 - 25 °С; 5 - 20 °С; б - 15 °С).

Характеристика эжектора авс имеет два участка: рабочий ав (здесь первая ступень работает на предельном режиме) и перегрузочный вс (здесь первая ступень работает на допредельном режиме). Расчетному режиму эжектора соответствует т.в. При работе эжектора на перегрузочном участке характеристики давление всасывания резко возрастает, т.к. только при этом условии возможно увеличение производительности эжектора.

При изменении температуры смеси объемная производительность эжектора, находящегося в исправном состоянии, меняется незначительно. При перегрузке она резко снижается.

При нарушении режима любой ступени перегрузка эжектора может произойти преждевременно (при количестве воздуха меньше расчетного). Это может быть вызвано следующими обстоятельствами: недостаточным расходом рабочего пара на одну или несколько ступеней; ухудшением условий теплообмена в промежуточных охладителях эжекторов; рециркуляцией паровоздушной смеси или подсосами воздуха через неплотности эжекторов; неправильной установкой сопла рабочего пара вдоль оси диффузора или под углом к оси диффузора; повышенным сопротивлением охладителей или атмосферного клапана.

Уменьшение расхода рабочего пара на ступень эжектора может произойти в результате засорения окалиной, накипью или частицами прокладок сопел рабочего пара, или сеток фильтров на паропроводе, понижения давления или повышения температуры рабочего пара, уменьшения площади минимального сечения сопла из-за отложения солей. Уменьшение расхода рабочего пара вызывает понижение предельного противодавления ступени эжектора.

Ухудшение условий теплообмена в охладителях эжекторов может быть вызвано уменьшением расхода или повышением температуры охлаждающего конденсата, загрязнением поверхности охлаждения, засорением или заглушкой части трубок, затоплением парового пространства ГК, чрезмерным расходом рабочего пара, например, из-за износа сопел. Ухудшение теплообмена в промежуточных охладителях эжекторов вызывает повышение температуры удаляемой из них паровоздушной смеси и, следовательно, давления всасывания последующей ступени эжектора.

Рециркуляция паровоздушной смеси может происходить через неплотности перегородок, разделяющих всасывающие и нагнетательные полости ступени эжектора, через неплотно закрытые задвижки неработающего резервного эжектора или через неудовлетворительно действующую дренажную систему. Подсосы воздуха возможны при неплотности соединений эжектора, находящихся под разряжением. При рециркуляции паровоздушной смеси и подсосах воздуха одна или несколько ступеней эжектора работают с повышенной производительностью.

Неправильная установка сопла рабочего пара может привести к снижению КПД эжектора. Сопротивление охладителей эжекторов увеличится вследствие, например, частичного заполнения конденсатом их парового пространства из-за неудовлетворительного действия дренажной системы.

Повышенное сопротивление атмосферного клапана может быть в результате его заедания. В обоих случаях возрастет противодавление соответствующей ступени эжектора.

Возрастание противодавления и уменьшение предельного противо­давления любой ступени эжектора может вызвать его преждевременную перегрузку.

Пароструйные воздушные эжекторы работают более надежно. Однако в процессе их эксплуатации рекомендуется вести контроль за расходом рабочего пара по давлению и температуре, следить за чистотой сеток фильтров, отсутствием засорения сопел, исправным состоянием охладителей, надежностью действия дренажной системы, отсутствием подсосов воздуха и рециркуляции паровоздушной смеси и т.д.

Применительно к водоструйному эжектору в его рабочем диапазоне противодавлений наблюдаются также два, отличных друг от друга, режима работы: допредельный и предельный. При работе эжектора в допредельном режиме с понижением противодавления возможны снижение давления всасывания или рост объемной производительности. Характерной особенностью работы эжектора в предельном режиме является независимость давления всасывания от величины противодавления. Оба режима обусловлены величиной противодавления, первому соответствуют более низкие значения, а второму – противодавления более высокие.

На режим работы водоструйного эжектора оказывает влияние структура образующегося в его проточной части водовоздушного потока [23]. Для предельного режима характерна эмульсионная форма течения водовоздушной смеси с равномерно распределенными по всему объему пузырьками воздуха. При допредельном режиме наблюдается пробочная форма течения водовоздушной смеси. При такой форме течения однородность структуры смеси нарушается вследствие объединения небольших пузырьков воздуха в более крупные пузырьки или пробки. Они располагаются в центре потока смеси и могут приобретать грибовидную форму. При эмульсионной форме течения двухфазный поток в эжекторе подобен потоку сжимаемой жидкости, а при пробочной – несжимаемой. В процессе работы эжектора возможны отклонения от основной формы течения смеси. К факторам, определяющим это отклонение, можно отнести противодавление, объемную концентрацию воздуха в смеси, геометрические размеры камеры смешения, скорости смеси и т.д.

Одной из причин нарушения режима работы КУ являются чрезмерные подсосы воздуха в ГК. Поэтому в процессе ее эксплуатации рекомендуется систематически и при каждом ухудшении разряжения (до и после ремонта КУ) проверять воздушную плотность ГК и всей систе­мы, находящейся под разряжением. Одним из надежных способов такой проверки является измерение количества удаляемого из ГК воздуха с помощью дроссельного воздухомера, устанавливаемого на патрубке, по которому паровоздушная смесь удаляется из эжектора в атмосферу.

В период работы КУ давление в ГК должно поддерживаться на уровне или близким к наивыгоднейшему. При этом должны быть минимальное переохлаждение конденсата, а содержание в нем кислорода и хлор-ионов в пределах установленных норм.

Для контроля за надежностью действия КУ необходимо не реже одного раза в течение 3-4 суток проверять температурный режим ГК. При этом рекомендуется строить график температурного режима ГК (рис. 2.14.).

К вопросу контроля температурного режима ГК

Рис. 2.14. (1 – режим с уменьшенным количеством охлаждающей воды; 2 – расчетный режим; 3 – режим с пониженной нагрузкой; 4 – режим при температуре забортной воды, равной 10 °С; t_см – температура паровоздушной смеси; t₁, t₂ – температура входа и выхода охлаждающей воды; t_н, t_к – температура насыщения и конденсата).

Одним из важных показателей режима работы КУ является температурный напор. Поэтому в числе нормативных материалов для контроля режима работы КУ наряду с характеристиками ГК, ЦН и эжектора используются графики нормальных значений температурного напора в зависимости от температуры охлаждающей воды и паровой нагрузки ГК. В качестве примера такие зависимости приведены на рис. 2.15. [23].

Графики температурного напора ГК облегчают обнаружить неполадки в работе КУ и выяснить причины, способствующие повышению давления. Чаще всего они оказывают одновременное влияние на несколько показателей режима работы КУ. Например, повышенные подсосы воздуха или неполадки в действии эжектора могут вызвать не только увеличение температурного напора, но и возрастание переохлаждения конденсата и разности температур t_см-t₁. Переохлаждение конденсата даже в КУ, находящихся в хорошем эксплуатационном состоянии, обычно несколько возрастает при уменьшении нагрузки ГК и понижении температуры охлаждающей воды.

Зависимость температурного напора в ГК от температуры охлаждающей воды и паровой нагрузки

Рис. 2.15. (1,3 – предельные значения температурного напора; 2,4,5 – соответственно при паровой нагрузке конденсатора 45 кг/м² ч, 30 и 15).

В эксплуатации рекомендуется устанавливать режим наивыгоднейшего давления в ГК, при котором суммарный удельный расход тепла, а, следовательно, и топлива на ПТУ минимален. Изменение давления в ГК и значит расхода тепла может производиться регулированием производительности ЦН, а иногда изменением режима пароструйного эжектора.

В процессе работы конденсатной системы ПТУ необходимо вести наблюдение за регулируемыми параметрами, к которым относятся: вакуум и температура конденсата; уровень воды в ГК и деаэраторе; температура пара в деаэраторе; расход и температура конденсата, прокачиваемого через ТА; переохлаждение конденсата.

Отклонение указанных параметров от их номинальных значений может привести к отрицательным последствиям. Например, при снижении уровня воды в ГК ниже допустимого минимума может произойти срыв работы конденсатного насоса и создаться аварийная ситуация. При увеличении этого уровня может произойти затопление части трубок ГК, снижение вакуума, заливание эжекторов и даже авария, связанная с облопатыванием турбины.

Характерные неполадки в действии и возможные причины нарушения режима работы КУ приведены в табл. 2.6. [23].

Таблица 2.б.

Неполадки и причины нарушения режима работы КУ

Наблюдаемые явления и их признаки	Возможные причины нарушения режима работы
Повышенное давление в ГК. Повышенный для данной нагрузки ГК нагрев охлаждающей воды.	Через трубки ГК прокачивается недостаточное количество охлаждающей воды по следующим причинам:
	а) недостаточное число оборотов или неисправности циркуляционного насоса;
	б) засорение сеток или забивание льдом приемного кингстона или неполное его открытие;
	в) дросселирование клинкета на приемной или отливной магистрали;
	г) засорение трубок ГК;
	д) неплотности перегородки в водяной камере двухходового ГК.
Повышенное давление в ГК. Повышенный для данной нагрузки ГК при данной температуре забортной воды температурный напор.	Повышенные подсосы воздуха в ГК; перегрузка или неполадки в работе эжектора; загрязнение трубок ГК.
Повышенное давление в ГК. Повышенная разность температур tсм-t1	Повышенные подсосы воздуха в ГК, перегрузка или неполадки в работе эжектора; загрязнение трубок воздухоохладителя или всего ГК; повреждение или неплотность перегородки в паровом пространстве ГК, выделяющей пучки трубок воздухоохладителей.
Повышенное переохлаждение конденсата. Возможно повышенное для рассматриваемого режима давление в ГК.	Повышенные подсосы воздуха в ГК; перегрузка или неполадки в работе эжектора; неисправность действия конденсатной системы, в результате чего нижние ряды трубок ГК оказываются затопленными; чрезмерно большое количество и низкая температура охлаждающей воды на режимах пониженной нагрузки ГК.

Эксплуатационная ситуация: повысился уровень воды в деаэраторе выше допустимого значения. Это может привести к затоплению пароподводящего устройства, нарушению процесса деаэрации, возникновению гидравлического удара в деаэраторе и подводящем трубопроводе. При снижении указанного уровня ниже допустимого может произойти срыв работы бустерного или питательного насосов. При увеличении давления пара в деаэраторе, возможно, его разрушение, а при снижении – вскипание воды в деаэраторе или срыв бустерного или питательного насосов.

2.6. Особенности технического обслуживания при характерных неисправностях.

При эксплуатации ПТУ в следствие целого ряда причин могут наблюдаться нарушения нормальной работы ее основного оборудования.

В случае возникновения неисправностей обслуживающий персонал, основываясь на показаниях КИП и используя внешние признаки, должен определить причины случившегося и принять меры по ликвидации неполадок и восстановлению полной работоспособности ПТУ.

Одним из требований, предъявляемых к обслуживающему персоналу, является знание соответствующих положений и инструкций, а также четкость, быстрота и уверенность в устранении возникших неисправностей. Несоответствие указанным требованиям и недостаточная квалификация обслуживающего персонала могут привести к авариям ПТУ с тяжелыми последствиями.

Характерные признаки, причины и способы устранения неисправностей в ПТУ излагаются в заводских инструкциях, ПТЭ и других нормативных документах.

Ниже рассматриваются некоторые аварийные ситуации, которые могут возникнуть в процессе эксплуатации элементов ПТУ и особенности их обслуживания в таких случаях.

ОТКЛОНЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ПАРА ОТ НОМИНАЛЬНЫХ ЗНАЧЕНИЙ. Это приводит к изменению технического состояния отдельных элементов и всей ПТУ. Обычно назначаются допустимые пределы отклонений параметров свежего пара, при которых разрешается длительная работа ГТЗА. В заводских инструкциях указываются также максимальные и минимальные параметры пара, соответствующие кратковременной работе ГТЗА. Обычно это время составляет 15-30 мин.

Повышение начального давления пара выше номинальных значений возможно при неисправностях автоматических регуляторов. Оно приводит к перегрузке турбины и прежде всего к росту напряжений в лопатках последней ступени. Кроме того, могут возникнуть дополнительные усилия на упорных подшипниках и развиться эрозионные процессы на лопатках последних ступеней турбины вследствие увеличения влажности пара. В такой ситуации рекомендуется перейти на ручное управление процессом горения, проверить действие автоматических регуляторов давления пара, а затем устранить неисправность.

Причинами понижения давления свежего пара могут явиться лопнувшая испарительная труба или образование свищей. В этом случае будет снижаться мощность и экономичность ГТЗА, падать давление в отборах, уменьшаться нагрев питательной воды и КПД ПТУ, возникнет опасность заброса воды в турбину, например, при форсировке ПГ. В такой ситуации рекомендуется вывести ПГ из действия, а поврежденные трубы заглушить или заварить.

Отклонение начальной температуры пара от номинальных значений (например, ее повышение) отрицательно сказывается на прочности паропроводов и турбины. При этом увеличивается ползучесть металла, не исключено нарушение плотности соединений. Указанное отклонение возможно при неисправности регулятора температуры перегретого пара, большом избытке воздуха, неудовлетворительном распыливании топлива, загрязнении поверхностей нагрева ПГ, понижении температуры питательной воды и т.д.

К причинам понижения температуры пара ниже номинального значения можно отнести неисправность регулятора, загрязнение поверхности нагрева пароперегревателя, а также повышение уровня воды и высокую концентрацию солей в ПГ. Такое отклонение вызывает увеличение термических градиентов (напряжений), способствует развитию эрозионных процессов и повышению удельного расхода пара и тепла.

НЕИСПРАВНОСТИ В РАБОТЕ МАСЛЯНОЙ СИСТЕМЫ. Они могут возникнуть по ряду причин. Например, при недостатке масла в системе, повышении его вязкости или увеличении подсоса воздуха через неплотности. В результате чего масляный насос не будет обеспечивать всасывания масла. Возможны случаи, когда масляный насос не создает достаточного давления (нагнетания). Это может явиться следствием понижения вязкости масла, значительных его утечек, повышенных зазоров в подшипниках ГТЗА, в деталях системы регулирования и защиты.

К характерным причинам, приводящим к неисправностям масляной системы можно отнести загрязнение МОХ, недостаточное количество охлаждающей воды, обводнение масла или неисправность терморегулятора. Чаще всего они приводят к повышению температуры масла, поступающего на смазку. Причинами обводнения масла могут явиться неплотности МОХ, сточных цистерн и змеевиков подогрева, а также попадание в полости подшипников пара через концевые уплотнения.

НЕИСПРАВНОСТИ В РАБОТЕ КОНДЕНСАЦИОННОЙ УСТАНОВКИ. Экономичность ПТУ в значительной степени зависит от условий работы и качества эксплуатации КУ.

Одним из важных элементов КУ является воздухоудаляющее устройство, обеспечивающее удаление из ГК воздуха и других неконденсирующихся газов.

Надежность действия КУ во многом определяется режимом работы эжектора. Считается ненормальным, если он работает в перегрузочном режиме, так как в этом случае происходит заметное ухудшение вакуума, возможно его резкое падение и аварийный останов турбины.

Основными показателями, характеризующими работу ГК, являются давление отработавшего пара и температурный напор при заданных значениях паровой нагрузки, расхода и температуры охлаждающей воды на входе в ГК.

Для контроля за работой КУ в эксплуатационных условиях рекомендуется производить периодическое измерение следующих величин: разрежения в ГК, барометрического давления, температуры воды на входе в ГК, температуры воды на выходе из ГК, температуры пара на входе в ГК, температуры конденсата на выходе из ГК, давления перед соплами пароструйного эжектора или давления рабочей воды перед соплами водоструйного эжектора, давления воды до и после ГК, солесодержания конденсата и содержания кислорода в конденсате.

Анализ измеренных величин позволяет судить о нормальном режиме работы ГК и имеющихся отклонениях от него.

Одним из методов контроля за работой КУ является регулярное сравнение фактических эксплуатационных показателей её работы с нормативными, полученными на основании испытаний однотипного оборудования, при заведомо исправном и чистом состоянии всех элементов КУ. Такими показателями являются давление в ГК, нагрев воды в ГК (Δt=t_2зв-t_1зв) температурный напор (δt=t_н-t_2зв).

Увеличение температурного напора говорит об уменьшении коэффициента теплопередачи в ГК, вызванном большим подсосом воздуха в вакуумную часть турбины, загрязнением поверхности охлаждения или за счет того и другого одновременно.

Увеличение нагрева воды указывает на недостаток охлаждающей воды и уменьшение вследствие этого кратности охлаждения.

Для анализа работы КУ целесообразно систематически определять коэффициент теплопередачи в ГК по результатам измеренных величин (δt, Δt)

, (2.2)

где W – расход охлаждающей воды;

F – поверхность охлаждения ГК.

Расход охлаждающей воды может быть определен из теплового баланса ГК.

Воздух и другие неконденсирующие газы попадают в ГК двумя путями: с паром и через неплотности вакуумной системы турбины. Количество неконденсирующихся газов, поступающих в ГК с паром, невелико. Основное количество газов, удаляемое из ГК, составляет воздух, проникающий из атмосферы через неплотности элементов ПТУ, находящихся под разряжением. Одним из факторов, определяющих количество подсоса воздуха, является паровая нагрузка. В процессе ее понижения подсос воздуха возрастает, так как под разряжением оказываются все новые участки корпуса турбины и регенеративной системы.

Проникновение воздуха в вакуумную систему турбины способствует ухудшению работы ГК, вызывая при этом целый ряд нежелательных явлений. Прежде всего воздух, попадая в паровой объем ГК, существенно ухудшает коэффициент теплоотдачи от конденсирующегося пара к стенке конденсаторных трубок, уменьшая этим самым общий коэффициент теплопередачи в ГК.

Значительные подсосы воздуха могут вызвать перегрузку воздухоудаляющих устройств и, соответственно, ухудшение вакуума.

Другим источником тепловых потерь в ПТУ вследствие подсоса воздуха в вакуумную часть может явиться переохлаждение конденсата при конденсации пара из паровоздушной смеси. Этот процесс особенно интенсифицируется при работе пароструйного эжектора в перегрузочном режиме. В этих условиях деаэрирующая способность ГК резко падает, и конденсат сильно насыщается кислородом. Повышенное содержание кислорода в питательной воде увеличивает коррозию водяного тракта от ГК до деаэратора. Кислородная коррозия конструкционных материалов питательного тракта, помимо разрушения металла, вызывает занос поверхностей нагрева ПГ и проточной части ГТЗА окислами железа, меди и другими соединениями, что серьезно осложняет эксплуатацию основного оборудования и в ряде случаев может привести к аварийным ситуациям.

Полной герметизации вакуумной части ПТУ добиться невозможно, но следует всегда стремиться к предельно возможному сокращению подсосов воздуха в ГК турбины. Для определения воздушной плотности вакуумной системы ГТЗА могут быть использованы качественные и количественные способы.

Качественной характеристикой герметичности такой системы может служить скорость падения вакуума при отключенном эжекторе. При этом за основу можно принять линейную зависимость скорости падения вакуума от величины подсоса воздуха при постоянных значениях расхода пара в ГК и температуры охлаждающей воды. Однако более надежным способом является непосредственное измерение количества отсасываемого из ГК воздуха.

К методам определения неплотностей в вакуумной системе можно отнести гидравлическую и воздушную опрессовку системы при остановленной турбине. Наиболее совершенным и современным является использование галоидных течеискателей атмосферного и вакуумного типа.

Для поддержания высокого качества исходного конденсата необходимо предотвращать образование течей как в вальцовочных соединениях трубок с трубными досками, так и в самих трубках, подверженных различным механическим, эрозионным и коррозионным повреждениям.

Наиболее опасными с точки зрения ухудшения водного режима являются механические повреждения трубок. Причинами таких повреждений могут быть вибрационная усталость, эрозия, некачественная вальцовка трубок (перевальцовка, подрезка), разрушение элементов проточной части турбины (лопаток, бандажей).

Вибрация трубок может возникнуть от вращения вала турбины и вследствие воздействия аэродинамических сил от парового потока.

Предотвращение поломок трубок от резонансной вибрации может быть достигнуто за счет тщательной отстройки трубного пучка от резонанса. С этой точки зрения целесообразно в первом ряду пучка на входе пара устанавливать заглушённые трубки, которые гасили бы энергию водяных капель, содержащихся в паре, а также использовать трубные пучки, выполненные из износоустойчивых материалов и с повышенной толщиной стенок.

Более частой причиной повреждения трубок является коррозия. Она является следствием коррозионно-активных примесей, содержащихся в охлаждающей воде.

Коррозии с паровой стороны подвергается обычно небольшое количество трубок в области BOX, где сильно возрастает концентрация агрессивных газов в паровоздушной смеси.

Специфическим видом разрушения трубок может быть так называемая «ударная» коррозия. Она может проявляться на входных участках трубок в виде шероховатости, интенсивного уменьшения толщины стенок и сквозных язв. Одной из причин коррозии этого вида может явиться срыв защитной пленки с поверхности трубки под воздействием струй воды, абразивных примесей и пузырьков воздуха, обильно выделяющихся при входе потока в трубки.

«Ударная» коррозия латунных трубок наблюдается в ГК со средними скоростями воды в трубках, превышающих 1,5 м/с. С увеличением скорости «ударная» коррозия усиливается. Повышение надежности трубных пучков может быть достигнуто путем рационального выбора их материала и скоростей охлаждающей воды.

Отрицательное влияние на экономичность ПТУ оказывает переохлаждение конденсата (Δt_к). Под ним понимается разность между температурой насыщения пара при давлении в ГК и температурой конденсата во всасывающем патрубке конденсатного насоса. Оно ухудшает экономичность ПТУ, т.к. увеличивается потеря тепла с охлаждающей водой и возникает необходимость в дополнительном подогреве питательной воды за счет пара, отбираемого из регенеративных отборов. Кроме того, оно ухудшает деаэрацию конденсата в ГК, что может явиться причиной значительного загрязнения питательной воды коррозионно-активными газами.

Величина переохлаждения конденсата зависит от конструктивных особенностей ГК, его деаэрационной способности, а также условий эксплуатации ПТУ. Она обусловлена следующими эксплуатационными факторами; паровой нагрузкой ГК; количеством подсоса воздуха в вакуумную систему; температурой охлаждающей воды на входе в ГК; расходом охлаждающей воды; уровнем конденсата в сборнике ГК.

Для исключения или возможного уменьшения переохлаждения конденсата при низких значениях охлаждающей воды рекомендуется уменьшать ее расход через ГК.

Взаимная связь между величиной переохлаждения конденсата давлением и температурой охлаждающей воды показана на рис. 2.16.

Зависимость переохлаждения конденсата от абсолютного значения давления в ГК и начальной температуры охлаждающей воды

Рис. 2.16. (1 - t^в_охл=4 °С; 2 - 10 °С; 3 - 16 °С; 4-20 °С).

Значительное увеличение переохлаждения конденсата может возникнуть при повышении уровня конденсата в нижней части ГК, когда часть трубок, расположенных внизу, оказывается затопленной. Для предотвращения этого необходимо постоянно поддерживать уровень конденсата ниже нижнего ряда трубок, регулируя производительность конденсатного насоса. Для этого все современные КУ снабжаются регулятором уровня в ГК.

С явлением переохлаждения конденсата тесно связано насыщение его коррозионно-активными газами, в частности кислородом. Это объясняется тем, что при охлаждении конденсата ниже температуры насыщения происходит интенсивное поглощение газов из парогазовой смеси, имеющей большую концентрацию газа на поверхности раздела фаз.

Процесс абсорбции газа в жидкую фазу начинается непосредственно в процессе конденсации пара на конденсатной пленке, покрывающей трубку. Падающие с трубок капли и струйки подвергаются механическому и тепловому воздействию пара, двигающегося в межтрубном пространстве, вследствие чего происходит деаэрация жидкости. Таким образом, двигаясь в направлении конденсатосборника, капля, попадая то на трубку, то в паровой поток попеременно насыщается и освобождается от газов. Окончательное газосодержание капли воды зависит от параметров паровоздушной смеси, находящейся над зеркалом конденсатосборника. При этом, если равновесное давление газа в воде будет больше его парциального давления над водой, то процесс дегазации конденсата будет происходить и дальше. Для этого необходимо организовать эффективный отвод выделившихся газов с поверхности жидкости, а также обеспечить достаточное время пребывания конденсата в ГК для возможно полного выделения газа, причем слой жидкости должен быть по возможности минимальным при значительной поверхности соприкосновения конденсата с паром. Эффективным мероприятием является разбрызгивание конденсата при сливе его в конденсатосборник или слив его в виде отдельных струй.

Одной из причин ухудшения вакуума является загрязнение ГК с водяной стороны. Этот процесс происходит вследствие увеличения термического сопротивления и повышения гидравлического сопротивления ГК. Поэтому предотвращение загрязнения ГК и изыскание способов очистки ГК в случае его загрязнения - важнейшая эксплуатационная задача.

По своему характеру загрязнения могут быть разбиты на три группы: механические, биологические, солевые. Чаще всего загрязнение носит комбинированный характер. Однако в зависимости от условий эксплуатации один из видов загрязнения может иметь превалирующее значение.

Под механическими загрязнениями можно понимать засорение трубок и трубных досок песком, водорослями, ракушками и т.д. Такие загрязнения особенно опасны тем, что в отличие от остальных видов, нарастающих постепенно, имеют возможность весьма быстро перекрыть живое сечение трубной доски и почти полностью перекрыть доступ охлаждающей воды в трубки ГК, вызвав тем самым аварийный останов ГТЗА.

Эффективным способом предупреждения механических загрязнений является установка водоочистных устройств в виде подвижных и не­подвижных сеток. Определенный эффект может дать промывка ГК обратным током воды. Для этой цели необходимо установить дополнительные водоводы, соединяющие напорные и сливные линии с соответствующими задвижками.

Биологические загрязнения представляют собой отложения на внутренних поверхностях трубок ГК живых простейших микроорганизмов и водорослей, называемых биологическими обрастаниями. Они вызывают значительное дополнительное сопротивление процессу теплообмена. Наиболее распространенным и существенным компонентом биологических загрязнений являются различные бактерии.

Засоление конденсаторных трубок микроорганизмами происходит постепенно и начинается с осаждения на них механических частиц или водорослей. Установлено, что на чистой металлической поверхности, например, латунных трубок микроорганизмы не поселяются, что может быть объяснено токсическим действием меди на микроорганизмы.

Существенное влияние на интенсивность обрастания конденсаторных трубок оказывают температурные условия.

Одним из способов предотвращения и устранения биологических загрязнений может быть хлорирование циркуляционной воды. Вполне удовлетворительный эффект может дать периодическая подача хлора. При этом металлическая поверхность латунных трубок активируется хлором и оказывает на микроорганизмы токсическое действие в перерывах между подачами хлора. Интервалы между периодами подачи хлора и длительность самих периодов подачи зависят от количества и видов, содержащихся в воде растительных и животных организмов, от их способности поселяться и размножаться на стенках трубок, от их устойчивости к воздействию хлора.

Хлорирование циркуляционной воды может производиться чистым жидким хлором или хлорной известью.

Особым преимуществом химической очистки трубок от биологических отложений является то, что этот метод не требует ограничения нагрузки ГТЗА и может производиться на ходу. Этим же свойством обладает способ механической непрерывной очистки трубок резиновыми шариками, используемый в стационарных ПТУ. Идея этого метода заключается в том, чтобы обеспечить непрерывную циркуляцию через трубную систему определенного количества резиновых шариков, которые, касаясь внутренних стенок конденсаторных трубок, счищали бы приставшую к поверхности слизь.

Для работы КУ рекомендуется использовать шарики с диаметром на 1-2 мм меньше, чем внутренний диаметр трубок, и удельным весом в пределах 0,9-1,2 г/см³. В потоке циркуляционной воды они находятся практически во взвешенном состоянии, что обеспечивает довольно равномерное их распределение по трубам.

Одним из способов борьбы с органическими обрастаниями может быть использована термическая сушка. Она основана на том, что подавляющее большинство микроорганизмов, оседающих на трубках конденсатора, при температурах 40-60°С погибает и в воздушной среде высыхает. Такой температуры легко добиться, искусственно ухудшив вакуум в ГК на непродолжительное время. Однако в принципе может быть использована и сухая термическая обработка. Этот способ заключается в том, что одна из половин ГК опорожняется от циркуляционной воды. Температура отработавшего пара несколько повышается и поддерживается в допустимых пределах путем снижения нагрузки на ГТЗА. За счет тепла отработавшего пара, отложения подсыхают, растрескиваются и отслаиваются от поверхности трубок.

Скорость сушки может быть существенно увеличена при продувке трубок горячим воздухом с температурой порядка 60-70 °С.

Под солевыми загрязнениями понимаются отложения на внутренней поверхности конденсаторных трубок накипи, создающей большое термическое сопротивление процессу теплообмена. Одним из способов поддержания безнакипного режима работы системы охлаждения является ее продувка в сочетании с химической обработкой воды.

Как уже упоминалось выше, при работе КУ может происходить ухудшение вакуума. Этот процесс в зависимости от условий может иметь медленный и резкий характер (аварийное падение вакуума). Причинами последнего могут быть: прекращение или резкое сокращение подачи циркуляционной воды; отключение или выход из строя конденсатного насоса; отключение или отказ в работе воздухоудаляющих устройств; значительный подсос воздуха в вакуумную систему ГТЗА. К причинам постепенного ухудшения вакуума можно отнести: уменьшение расхода охлаждающей воды (вследствие засорения трубных досок, подпора на сливной линии, засорения всасывающих патрубков ЦН, износа их рабочих колес и засорения каналов, а также подсоса воздуха через уплотнения вала; вследствие наличия большого сопротивления на напорной линии конденсатора); загрязнение охлаждающей поверхности ГК; увеличение подсоса воздуха в вакуумную систему; ухудшение работы воздухоудаляющих устройств.

УСИЛЕННАЯ ВИБРАЦИЯ ТУРБОАГРЕГАТА. Причины возникновения такой вибрации в зависимости от эксплуатационных условий могут носить различный характер. Сюда можно отнести, например, осевой сдвиг или прогиб ротора выше допустимых норм, одностороннее расширение корпусов, понижение температуры масла, поступающего на подшипники, обрыв лопатки, бандажа т.д. В таком случае, необходимо немедленно остановить ГТЗА, выяснить причину случившегося и устранить неисправность.

ПОСТЕПЕННОЕ УВЕЛИЧЕНИЕ ОСЕВОГО СДВИГА РОТОРА. Для выяснения причин подобной эксплуатационной ситуации необходимо снизить нагрузку до величины, при которой осевой сдвиг будет стабилизи­рован. Затем рекомендуется проверить давление в регулировочной ступени на предмет превышения его выше допустимого значения. Если величина давления окажется выше этого значения необходимо производить дальнейшее снижение нагрузки до тех пор, пока оно не достигнет требуемой величины.

Далее при работе ГТЗА на сниженной нагрузке рекомендуется произвести прослушивание на предмет наличия посторонних шумов. При отсутствии таких шумов ГТЗА можно оставить в действии, но с тщательным наблюдением за осевым положением ротора. Если при дальнейшей работе ГТЗА появятся посторонние шумы и будет увеличиваться величина осевого сдвига ротора или произойдет повышение температуры масла после упорного подшипника необходимо немедленно остановить ГТЗА.