Реж 2 сем ЗТ

Работа турбины при изменении начальной температуры пара и температуры промперегрева

При повышении начальной температуры мощность агрегата при полностью открытых клапанах возрастет. Понижение начальной температуры при постоянном начальном давлении свежего пара приводит

кувеличению массового расхода пара через турбину.

Втурбинах с промперегревом при номинальной температуре пара промперегрева изменение режима работы турбины при изменении начальной температуры пара будет не столь заметным.

Изменение температуры пара после промперегрева при постоянной начальной температуре также влияет на изменение режима работы ЧВД, так и ступеней, расположенных после промперегрева. При увеличении температуры промперегрева давление в промперегревателе возрастет. Это приводит к некоторой разгрузке ЧВД и перегрузке последней ступени турбины. Понижение температуры промперегрева приводит к понижению давления пара в промперегревателе, вследствие чего перегруженной окажется последняя ступень ЧВД.

Колебания температур свежего пара и пара после промперегрева приводят также к изменению экономичности установки.

Все эти обстоятельства заставляют снижать нагрузку турбины при понижении температуры свежего пара и пара после промперегрева.

Работа турбины при изменении конечного давления пара

Характер влияния конечного давления рк на мощность турбины определяется условиями работы последней ступени, причем изменение рк на 0,98·10-3 МПа вызывает изменение мощности турбины примерно на 0,6-1%. Влияние изменения конечного давления на мощность можно показать с помощью кривой поправки на вакуум, которая является универсальной для всех турбин.

При работе последней ступени в докритическом режиме истечения снижение конечного давления вызывает увеличение теплоперепада на несколько последних ступеней, причем прирост мощности турбины пропорционален увеличению теплоперепада в турбине. При дальнейшем снижении рк и переходе последней ступени на сверхкритический режим истечения прирост мощности турбины замедляется, т.к. при таких режимах имеет место расширение пара в косом срезе сопел и рабочих лопаток, связанное с отклонением потока и уменьшением окружной составляющей скорости, определяющей величину мощности ступени. При некотором предельном вакууме исчерпывается расширительная способность косого среза и прекращается прирост мощности в турбине.

Изменение конечного давления турбины может вызвать и снижение надежности турбины. При увеличении конечного давления последняя ступень разгружается, однако увеличивается степень ее реактивности, что приводит к росту осевых усилий в турбине. Одновременно при значительном ухудшении вакуума увеличивается температура отработавшего пара и выхлопного патрубка, что может вызвать расцентровку турбины и появление недопустимой вибрации. При этом растут нестационарность и неравномерность течения пара в последней ступени, что вызывает появление дополнительных температурных напряжений и динамических усилий на рабочих лопатках. Поэтому значительное ухудшение вакуума не допускается, и турбины оборудуются защитой от ухудшения вакуума, срабатывающей при давлении в конденсаторе, которому соответствует температура пара примерно 60оС. Значительное уменьшение конечного давления вызывает перегрузку последней ступени, в особенности при больших расходах пара в конденсатор.

Тема №3. Температурные напряжения в элементах оборудования при переходных режимах

Для оптимального управления пусковыми и переходными (т.е. нестационарными) режимами энергетических или теплотехнологических установок необходимо рассчитывать нестационарные температурные поля в элементах машин и оборудования. Прогнозирование температурного поля позволяет избежать недопустимого повышения температуры или возникновения слишком больших перепадов температуры. Характерным примером служит управление пуском мощной паровой турбины на тепловой электростанции. Естественное стремление оперативно ввести резервную энергетическую мощность наталкивается на ограничения – могут произойти недопустимые изменения осевых зазоров в проточной части турбины из-за неодинакового расширения или возникнуть недопустимые температурные напряжения в массивных деталях ротора и статора турбины.

Для того чтобы совершенствовать показатели ТЭС, в частности, удельный расход топлива, в процессе эксплуатации необходимо прежде всего рассчитывать их, используя показания многочисленных приборов, затем сопоставлять их с нормативными, анализировать результаты, находить источники и причины потерь топлива или износа и повреждаемости оборудования и осуществлять мероприятия по их устранению.

Такой же комплексный подход необходим уже на стадии разработки оборудования и проектирования ТЭС, когда нужно учитывать все многообразие режимов, которое имеет место в процессе эксплуатации.

В процессе растопки необходим контроль за температурным режимом барабана.

Поэтому следует различать процессы нагружения блока после достаточно длительной его работы при частичной нагрузке и при пуске.

При пусках и остановах энергоблоков вследствие температурных градиентов в толстостенных деталях (коллекторах, трубопроводах, корпусах арматуры и др.) возникают температурные напряжения, которые могут привести к пластической деформации. Не существует единого мнения относительно допустимых температурных напряжений при различных температурах в период пусков и остановов теплоэнергетического оборудования. При оценке влияния температурных напряжений, возникающих в период пусков и остановов, на прочность паропроводов необходимо исходить из экспериментальных исследований металла на малоцикловую усталость. При низких частотах колебаний напряжений термин «термическая усталость» не отражает смысла явлений, так как характер трещин при совместном действии циклической усталости и ползучести близок к характеру трещин от одной ползучести. Установлено, что с увеличением длительности выдержки при максимальной температуре цикла разрушение образцов наступает быстрее.

При напряженном состоянии, которое имеет место в паропроводе (асимметрия циклов нагружения температурными напряжениями в сочетании с неупорядоченным воздействием их на материал и сильной температурной зависимостью физических констант), наличие аварийных положений, при которых температурные деформации могут достичь значительно большего значения, чем 2εт (εт отвечает напряжению σт, т. е. пределу текучести), и концентратов напряжений — задвижек, тройников, штуцеров и сварных соединений — нельзя гарантировать стабилизации процесса упругопластических деформаций. Поэтому всегда возможно накопление пластической деформации в стенке паропроводов, что может привести к разрушению его раньше, чем при стабилизации процесса упругопластических деформаций.

К тому же появившиеся остаточные напряжения от градиента температур при пониженных температурах в первом полуцикле нагружения (например, при прогреве), которые должны обеспечивать в дальнейшем квазиупругую работу металла, уменьшаются по абсолютному значению вследствие релаксации при эксплуатации паропроводов. Из этого вытекает, что в пусковые периоды при температурах, при которых металл паропровода не проявляет еще склонности к ползучести, ни в коем случае нельзя превышать предела текучести при нагружении его большими градиентами температур.

В качестве основного соотношения при определении допустимых температурных напряжений должно служить условие

Здесь σа, σт , σr — суммарные напряжения в аксиальном, тангенциальном и радиальном направлениях; τ - касательные напряжения от кручения.

При определении допустимых температурных напряжений и скоростей прогрева элементов энергоблока следует иметь в виду, что они служат непосредственно для составления инструкций по эксплуатации паропроводов, в процессе которой режим прогрева и расхолаживания осуществляется и контролируется эксплуатационным персоналом с помощью приборов. При этом изменение температуры внутренней поверхности стенки паропровода может значительно отличаться от изменения температуры нагруженной поверхности: на внутренней поверхности всегда будут иметь место более резкие изменения температур.

Однако измеряющие температуру приборы в нескольких точках на отдельном участке паропровода не могут охватить местных повышенных скоростей прогрева, которые всегда существуют в районе запорных органов, штуцеров, байпасов, дренажей и т. д. Кроме того, во время эксплуатации всегда возможны аварийные режимы, при которых не выдерживаются допустимые скорости прогрева или расхолаживания паропроводов.

Вследствие температурных градиентов в таких деталях паропроводов, как задвижки, штуцера, переходы, гибы, температурные напряжения всегда будут повышенными по сравнению с таковыми гладкой, цилиндрической части, т. е. такие детали выступают как концентраторы напряжений, коэффициент концентрации которых недостаточно полно изучен. При этом концентрация температурных напряжений совсем другая, чем концентрация напряжений от давления и самокомпенсации. Известно, что большие локальные напряжения от давления и самокомпенсации при номинальной температуре вследствие

прогрева принималось равным нулю, а для расхолаживания — номинальным. Наличие давления в паропроводах или коллекторах в период прогрева и меньшее его значение, чем номинальное, в период расхолаживания может только облегчить работу металла и идет в запас.

Необходимо отметить, что рис. 5.17 построен для максимально возможных (но допустимых) изгибающих и крутящих напряжений от самокомпенсации и собственного веса паропровода, определенных на основании. В действительности напряжения от самокомпенсации и собственного веса могут быть значительно ниже допустимых и зависят от конфигурации паропровода и выбора типа опор и подвесок.

Для коллекторов с толщиной стенки 45 мм и меньше допустимые скорости прогрева в зоне низких температур, как показывает расчет, превышают 20° С/мин. Поскольку фактический режим прогрева при высоких скоростях (больше 20°С/мин) значительно отличается от квазистационарного, то на рис. 5.18 приняты скорости не выше 20° С/мин. При пользовании приведенными на рисунках диаграммами необходимо иметь в виду, что выходной коллектор конвективного пароперегревателя и подсоединяемые к нему паропроводы представляют собой одно целое. Поэтому при определении допустимой скорости прогрева или расхолаживания необходимо выбирать меньшее из двух значение. Например, в диапазоне температур до 400° С (рис. 5.17 и 5.18) допустимые скорости прогрева паропроводов свежего пара 275X62,5 мм и выходного коллектора 273X60 мм котла П-50 (энергоблок 300 МВт) равны соответственно 6 и 9,5° С/мин. В качестве допустимой принимается скорость прогрева 6°С/мин.

Как показывают расчеты, допустимый перепад температур между стенкой трубопровода и температурой насыщения пара (при прогреве трубы с температурой ниже температуры насыщения) или между стенкой трубы и температурой воды при тепловых ударах паром или водой должен быть не более 50°С в диапазоне температур не выше 200° С.

Как показывают расчеты, допустимые скорости прогрева тонкостенных паропроводов горячего промперегрева даже с ориентацией на литые детали значительно выше скоростей прогрева паропроводов свежего пара. Поэтому рекомендуемые скорости прогрева (расхолаживания) 15° С/мин в диапазоне температур ниже 500° С и 5°С/мин в диапазоне температур выше 500° С вполне обеспечивают быстрый и своевременный прогрев этих паропроводов.

Следует отметить, что в последнее время разработаны методические указания по расчету допустимых разностей температур и скоростей прогрева основных деталей котлов и паропроводов энергоблоков. Методические указания предназначены для оценки допустимости заданных либовыбора допустимых скоростей прогрева основных деталей паропроводов энергоблоков на основании термоусталостных характеристик. Характеристика цикла изменения нагрузок выбирается применительно к типовым эксплуатационным режимам энергоблоков.

2 семестр – ЗТ

Лекция №4

Раздел 6. Маневренность и мобильность ТЭС

Тема №1. Перегрузочные возможности основного оборудования ТЭС. Тема №2. Остановочно-пусковые и другие способы вывода оборудования в резерв

Работа блоков на повышенных нагрузках

Возможность перегрузки сверх номинальной мощности заложена в конструкции оборудования блоков. Номинальная паропроизводительность котлов выбрана по максимальному пропуску пара через турбину с запасом до 3% (на ТЭЦ с учетом ). Проточная часть паровых турбин при работе с номинальными параметрами пара рассчитана на 10-15% больший номинального значения. Большинство типов электрических генераторов и основных трансформаторов также может нести выдерживать перегрузки. Максимальная возможная нагрузка при включенной регенерации блоков 300 МВт с котлами ТГМП-314, - 114, ТПП-312 составляет 312-315 МВт, блоков 800 МВт с котлами ТГМП-204 – 820-840 МВт. Использование перегрузочной способности блоков зависит от качества сжигаемого топлива, заноса поверхностей нагрева, присосов воздуха в газовый тракт котла, отложений в проточной части турбин, отпуска теплоты из нерегулируемых отборов турбин и др. На ряде блоков величина перегрузочной способности ограничивается возможностями вспомогательных механизмов и общестанционного оборудования.

При перегрузках турбины необходимо обращать внимание на выдерживание допустимых давлений пара в контрольных ступенях (например у турбины К-300-240 допустимое давление в регулирующей ступени 18,4 МПа, а номинальное 17,5 МПа), температуры колодок упорного подшипника, осевого положения и относительных расширений, вибрации подшипников, давления пара в отборах на ПВД. У турбогенератора необходимо соблюдать допустимые температуры его активных частей, охлаждающего газа и дистиллята. Котлы при максимальной нагрузке должны обеспечиваться тягой и воздухом, выдерживанием предельных расчетных температур среды по пароводяному тракту, отсутствием шлакования поверхностей нагрева. Например у пылеугольных блоков 300 МВт ограничивающим фактором является температура дымовых газов в поворотной камере, которая ограничивается нижним пределом температуры размягчения золы, а также допускаемая температура металла выходных пакетов КПП. Для уменьшения температуры металла НРЧ при максимальной нагрузке увеличивают степень рециркуляции дымовых газов в топку, но при этом при работе котлов на высокозольном топливе усиливается золовой износ труб пароперегревателя и водяного экономайзера.

При повышенных нагрузках усиливается высокотемпературная коррозия труб НРЧ, ухудшается сепарация влаги в барабанных котлах, что приводит к уносу с влажным паром нелетучих примесей (соли натрия, кальция, кремния, ванадия), которые образуют отложения в пароперегревателях котла (ухудшают теплообмен, приводят к перегреву металла), запорной арматуре и регулирующих клапанах (приводят к их неплотностям), в проточной части турбины (снижается мощность и КПД турбины). [Усов]

Длительность несения максимальной нагрузки для газомазутных котлов не ограничивается, а для пылеугольных не должна быть более 4 ч, т.к. отложения накопившиеся за это время, еще могут быть очищены с помощью имеющихся у котла средств очистки.

Многие типы турбин допускают перегрузку отключением ПВД, однако применение такого режима нужно согласовывать с заводом-изготовителем. У блоков 1200 МВт такая возможность предусмотрена и соответственно усилен лопаточный аппарат.

При отключении ПВД котел переходит на работу с пониженной температурой питательной воды. Для компенсации снижения температуры питательной воды необходимо увеличивать расход топлива. При этом возможно превышение уровня температур при номинальной нагрузке выходного пакета труб пароперегревателя. Отключение 3-х ПВД обычно приводит к повышению тепловой мощности котла на 12%.

В режиме с отключенными ПВД возникают дополнительные термические напряжения трубная система, трубопроводы питательной воды, коллекторы и трубы экономайзера. Напряжения могут быть сняты при догреве питательной воды внешним теплоисточником, например отходящими газами ГТУ.

Прохождение максимальных нагрузок на ТЭС

В период максимума нагрузки для обеспечения надежного энергоснабжения и в аварийных ситуациях необходимо применение различных способов временной перегрузки турбин: впрыск воды во вторичный пароперегреватель, за счет которого увеличивается мощность ЧСД и ЧНД, включение в тепловую схему аккумуляторов тепла (баков перегретой воды), подогрев питательной воды от посторонних источников тепла, например ГТУ, и др. Наиболее простыми эффективными способами, выполняемыми практически без дополнительных капитальных вложений, являются отключение части ПВД и временное ограничение тепловой нагрузки на ТЭЦ.

Отключение подогревателей высокого давления.

При неизменной паровой нагрузке отключение ПВД приводит к увеличению мощности турбоустановок до 12% и более за счет пара, направляемого ранее в ПВД. При этом экономичность дополнительной электроэнергии ниже из-за пониженной энтальпии пара, повышенных выходных потерь последней ступени турбины и ухудшения вакуума из-за увеличения расхода пара в конденсатор.

Отключение 2-х ПВД у блоков К-300-240, К-800-240, К-1200-240 позволяет получить прирост мощности 11-12% с КПД 29-30,5%; при отключении 3-х ПВД дополнительная мощность достигает 15-20% с КПД ее производства 27-28,5% [Иванов, с.109].

Отключение ПНД также может повысить мощность турбины, но существенно меньше из-за уменьшения работоспособности пара с более низким давлением и снижения КПД ЦНД при его перегрузке, а кроме того, изменяются условия деаэрации питательной воды.

Возможно применение 2-х способов отключения ПВД: обводом их по воде и отключением подачи пара закрытием обратных клапанов отборов. Из-за большей инерции 1-го применяют 2-ой способ, при котором, например, увеличение мощности турбины ПТ-60-130/13 на 10-11% набирается за 5 с. Получение дополнительной мощности ограничивается пропускной способностью последних ступеней турбины; необходимы также запас по мощности у генератора, возможность форсировки котлоагрегатов для компенсации недогрева питательной воды (запас по напору и производительности вентиляторов и дымососов). Отключение ПВД [Иванов, с.110] предусмотрено при проектировании турбоустановки К-1200- 240, у которой при этом дополнительная пиковая мощность составляет 200 МВт.

Увеличение внутренней мощности турбины при отключении ПВД и неизменном расходе пара

где Gотб i, iотб i – расход пара на i-й ПВД и его энтальпия; iк – энтальпия пара в конденсаторе; k1, k2, k3

– коэффициенты, учитывающие увеличение выходной потери ступени турбины, ухудшение вакуума в конденсаторе и увеличение отборов пара на оставшиеся в работе подогреватели; n – число ПВД.

Для ПВД, подключенного к отбору до промежуточного пароперегревателя

Ni Gотбi iотбi iк iп.п k1k2k3 ,

где iп.п – повышение энтальпии пара во вторичном пароперегревателе.

Как видно из приведенных выражений, выгоднее отключить верхние ПВД, особенно ПВД, подключенные к отбору до промежуточного пароперегревателя, т.к. при этом высвобождаемый пар получает дополнительное тепло во вторичном пароперегревателе.

Тема №2. Остановочно-пусковые и другие способы вывода оборудования в резерв

Прохождение минимальных нагрузок на ТЭС

В период провала нагрузки блоки глубоко разгружаются, останавливаются или переводятся в моторный режим. Оптимальным будет способ, при котором расход топлива минимален. Сравним эффективность этих способов на параллельно работающих блоках.

Удельный расход топлива bi при снижении нагрузки от номинальной N0 до частичной Ni может быть найден из выражения

bi b0 N0 m .Ni

Расход топлива на пуск энергоблока в зависимости от продолжительности простоя может быть описан в общем виде уравнением

Вп=a+k ,

где –длительность простоя блока, ч; a, k – постоянные коэффициенты в зависимости от мощности блока и вида топлива.

После снижения мощности станции до Ncт на время i остановом в резерв из n блоков n–ni (ni остаются в работе) расход топлива по станции за время i составит:

Количество оставленных в работе блоков должно удовлетворять условию

nmin<ni<nmax n,

где nmin=Ncт/N0 – минимально возможное, а nmax=Ncт/Nmin – максимально возможное число блоков, которые могут работать при заданной нагрузке станции, Nmin – технический минимум.

Последовательно уменьшая число работающих блоков ni, по наименьшему значению В можно найти оптимальный режим работы блоков ТЭС при данном графике нагрузок.

Способы быстрой разгрузки ТЭС

Быстрая разгрузка ТЭС осуществляется в целях ограничения и прекращения аварийных режимов в энергосистеме. Она используется главным образом для автоматического предотвращения нарушения устойчивости энергосистемы и может использоваться для автоматической ликвидации асинхронного режима, автоматического ограничения перегрузки оборудования и автоматического ограничения повышения частоты.

Разгрузка ТЭС может осуществляться при этом следующими способами: отключением части генераторов;

закрытием стопорных клапанов части турбин с последующим отключением генераторов; закрытием стопорных клапанов части турбин без отключения генараторов;

управлением регулирующими клапанами турбин (разгрузкой турбин) в пределах регулировочного диапазона;

переводом части энергоблоков на нагрузку собственных нужд с последующим отключением генераторов;

переводом части энергоблоков на нагрузку собственных нужд без отключения генераторов. Рассмотрим более конкретно вышеприведенные способы разгрузки энергоблоков ТЭС.

Отключение генератора является наиболее простой разгрузкой ТЭС. Реализация способа осуществляется путем отключения генераторного или блочного выключателя. Отключение генератора допускается применять как дополнительную меру при недостаточности регулировочного диапазона ТЭС на выполнение задания аварийной разгрузки при воздействии на регулирующие клапаны.

Использовать толькоотключениегенератора для реализацииаварийной разгрузки ТЭС не рекомендуется.

Закрытие стопорных клапанов турбины отключением генератора применяют для предотвращения увеличения частоты вращения ротора при отключении генератора от сети. Разгрузка определяется загрузкой отключаемого генератора, а скорость разгрузки близка к максимальной. Основными недостатками способа являются трудоемкость и длительностьвосстановления режима.

Для энергоблоков 300 МВт с турбинами К-300-240 ХТЗ и К.-300-240 ПО ЛМЗ время включения генератора в сеть может составить от 2 до 3 ч, а для энергоблоков 200 МВт с турбинами К-200-130 ПО ЛМЗ — до 30—60 мин.

Закрытие стопорных клапанов турбины без отключения генератора является более предпочтительным с точки зрения времени восстановления исходного режима. Однако время работы

энергоблока в таком режиме (беспаровой режим работы турбины) ограничено заводскими инструкциями. После истечения разрешенного времени энергоблок должен бытьнагружен или отключен от сети. Поэтому применение данного способа ограничено.

Разгрузка турбины осуществляется воздействием на регулирующие клапаны турбины двумя способами: быстрым и медленным. Быстрая разгрузка осуществляется включением в работу электрогидравлического преобразователя (ЭГП), а медленная— с помощью механизма управления турбины (МУТ). Кратковременная разгрузка турбины представляет собой быстрое уменьшениемощности турбиныза счет прикрытиярегулирующихклапанов длительностью до несколько секунд.

Длительная разгрузка турбины производится путем воздействия на систему регулирования частоты вращения турбины в целях перевода ее в новый нагрузочный режим, соответствующий послеаварийному состоянию энергосистемы. Длительную разгрузкутурбины можнопроводить слюбого значения исходной нагрузки до нижнего предела регулировочного диапазона, а длительность работы энергоблока с новым значением

энергоблока на нагрузку собственных нужд при отключении генератора от сети из-за внешних повреждений). Глубокую разгрузкутурбины с отключением генератора проводят отключением выключателя и воздействием на систему регулирования частотывращения турбины содновременным переводом котлана30%-ную нагрузку.

Допустимое число сбросов до нагрузки собственных нужд энергоблока для действующего оборудования составляет от 5 до 12 в год .

Перевод энергоблока на нагрузку собственных нужд без отключения генератора производится для предотвращения заброса оборотов ротора турбины, сохраняет выдачу реактивноймощности и исключаетоперациюсинхронизации энергоблока для его включения в сеть.

Глубокая разгрузка турбины без отключения генератора осуществляется путем воздействия на систему регулирования частоты вращения турбины с одновременным переводом котла на 30%-ную нагрузку. Глубина разгрузки определяется загрузкой разгружаемого генератора. Данные, характеризующие вышеприведенные способы разгрузки энергоблоков ТЭС, приведены в табл. 4.3.

Для реализации указанных способов необходима проверка оборудования в экстремальных режимах быстрых разгрузок. Ниже приведены результаты исследований энергоблоков при сбросах нагрузок с переводом их в режим нагрузки собственных нужд и в моторный режим.

Анализ потерь топлива в пускоостановочных режимах и при работе энергоблока 200 МВт в моторном режиме показывает, что эти потери практически одинаковые. Таким образом, в зависимости от необходимой глубины разгрузки оборудования ТЭС и ее продолжительности следует выбирать тот или иной способ прохождения провалов графиков нагрузок.

Перевод энергоблока на нагрузку собственных нужд

При переводе энергоблока на нагрузку собственных нужд с барабанными котлоагрегатами гасится топка котла, турбина питается паром за счет оставшейся теплоты котла, называемой аккумулирующей емкостью. Нагрузка собственных нужд составляет 8-10% номинальной мощности блока (при этом общее понижение давления должно быть не более 15-20%). Из-за малой аккумулирующей емкости прямоточные котлы переводятся на нагрузку с.н. переключением их на растопочную схему и на мазутные растопочные горелки. Котлы СКД во избежание потерь на дросселирование пара в ГПЗ и регулирующих клапанах турбины переводят на докритическое давление 16,5 МПа.

Энергоблок переводят на нагрузку собственных нужд при ложных действиях защиты генератора блока или отходящих линий. В этих случаях необходимо выяснить неполадки в защите, вызвавших ложное отключение генератора. Считается, что для этого достаточно 15 минут.

2 семестр - ЗТ

Лекция №5

Раздел 7. Эксплуатация оборудования

Тема лекции. Эксплуатация систем технического водоснабжения ТЭС

При эксплуатации систем технического водоснабжения должны быть обеспечены:

бесперебойная подача охлаждающей воды нормативной температуры в необходимом количестве и требуемого качества;

предотвращение загрязнений конденсаторов турбин и систем технического водоснабжения; выполнение требований охраны окружающей среды.

Для предотвращения образования отложений в трубках конденсаторов турбин и других теплообменных аппаратов, коррозии, обрастания систем технического водоснабжения, "цветения" воды или зарастания водохранилищ-охладителей высшей водной растительностью должны проводиться профилактические мероприятия.

Выбор мероприятий должен определяться местными условиями, а также их эффективностью, допустимостью по условиям охраны окружающей среды и экономическими соображениями.

Периодическая очистка трубок конденсаторов, циркуляционных водоводов и каналов может применяться как временная мера.

Уничтожение высшей водной растительности и борьба с "цветением" воды в водохранилищахохладителях химическим способом допускается только с разрешения органов Госсанинспекции и Минрыбхоза РФ.

В случае накипеобразующей способности охлаждающей воды эксплуатационный персонал энергообъекта должен:

а) в системе оборотного водоснабжения с градирнями и брызгальными устройствами:

производить продувку, подкисление либо фосфатирование воды или применять комбинированные методы ее обработки - подкисление и фосфатирование; подкисление, фосфатирование и известкование и др.; при подкислении добавочной воды серной или соляной кислотой щелочной буфер в ней поддерживать не менее 1,0 - 0,5 мг. экв/дм3; при вводе кислоты непосредственно в циркуляционную воду щелочность ее поддерживать не ниже 2,0 - 2,5 мг. экв/дм3; при применении серной кислоты следить, чтобы содержание сульфатов в циркуляционной воде не достигало уровня, вызывающего повреждение бетонных

конструкций или осаждение сульфата кальция;

при фосфатировании циркуляционной воды содержание в ней фосфатов в пересчете на поддерживать в пределах 2,0 - 2,7 мг/дм3;

при применении оксилидендифосфоновой кислоты содержание ее в циркуляционной воде в зависимости от химического состава поддерживать в пределах 0,25 - 4,0 мг/дм3; в продувочной воде содержание этой кислоты ограничивать по ПДК до 0,9 мг/дм3;

б) в системе оборотного водоснабжения с водохранилищами-охладителями: осуществлять водообмен в период лучшего качества воды в источнике подпитки;

при невозможности понижения карбонатной жесткости охлаждающей воды до требуемого значения путем водообмена (а также в системе прямоточного водоснабжения) с вводом первого энергоблока предусматривать установки по кислотным промывкам конденсаторов турбин и по очистке промывочных растворов.

При хлорировании охлаждающей воды для предотвращения загрязнения теплообменников органическими отложениями содержание активного хлора в воде на выходе из конденсатора должно быть в пределах 0,4 - 0,5 мг/дм3.

В прямоточной системе технического водоснабжения и в оборотной с водохранилищамиохладителями для предотвращения присутствия активного хлора в воде отводящих каналов хлорирование должно быть выполнено с подачей хлорного раствора в охлаждающую воду, поступающую в один-два конденсатора.

При обработке воды медным купоросом для уничтожения водорослей в оборотной системе с градирнями и брызгальными устройствами его содержание в охлаждающей воде должно быть в пределах 3 - 6 мг/дм3. Сброс продувочной воды из системы оборотного водоснабжения в водные объекты при обработке медным купоросом должен осуществляться в соответствии с установленным порядком.

При обработке воды в водохранилищах-охладителях для борьбы с "цветением" содержание медного купороса должно поддерживаться в пределах 0,3 - 0,6, а при профилактической обработке - 0,2 - 0,3 мг/дм3.

При обрастании систем технического водоснабжения (поверхностей грубых решеток, конструктивных элементов водоочистных сеток, водоприемных и всасывающих камер и напорных водоводов) моллюском, дрейсеной или другими биоорганизмами должны применяться необрастающие покрытия, производиться промывки трактов горячей водой, хлорирование охлаждающей воды, поступающей на вспомогательное оборудование, с поддержанием дозы активного хлора 1,5 - 2,5 мг/дм3 в течение 4 - 5 сут. 1 раз в мес.

Должны быть учтены потребность неэнергетических отраслей народного хозяйства (водного транспорта, орошения, рыбного хозяйства, водоснабжения) и условия охраны природы.

При прямоточном, комбинированном и оборотном водоснабжении с водохранилищами-охладителями должна осуществляться рециркуляция теплой воды для борьбы с шугой и обогрева решеток водоприемника. Рециркуляция должна предотвращать появление шуги на водозаборе; момент ее включения должен определяться местной инструкцией.

Периодичность удаления воздуха из циркуляционных трактов должна быть такой, чтобы высота сифона в них не уменьшалась более чем на 0,3 м по сравнению с проектным значением.

Отклонение напора циркуляционного насоса из-за загрязнения систем не должно превышать 1,5 м по сравнению с проектным значением, ухудшение КПД насосов из-за увеличения зазоров между лопастями рабочего колеса и корпусом насоса и неидентичности положения лопастей рабочего колеса должно быть не более 3%.

При эксплуатации охладителей циркуляционной воды должны быть обеспечены:

оптимальный режим работы из условий достижения наивыгоднейшего (экономического) вакуума паротурбинных установок;

охлаждающая эффективность согласно нормативным характеристикам.

Оптимальные режимы работы гидроохладителей, водозаборных и сбросных сооружений должны быть выбраны в соответствии с режимными картами, разработанными для конкретных метеорологических условий и конденсационных нагрузок электростанций.

При повышении среднесуточной температуры охлаждающей воды после охладителя более чем на 1 град. С по сравнению с требуемой по нормативной характеристике должны быть приняты меры к выяснению и устранению причин недоохлаждения.

При появлении высшей водной растительности в зоне транзитного потока и в водоворотных зонах водохранилищ-охладителей она должна быть уничтожена биологическим либо механическим методом.

Осмотр основных конструкций градирен (элементов башни, противообледенительного тамбура, водоуловителя, оросителя, водораспределительного устройства и вентиляционного оборудования) и брызгальных устройств должен производиться ежегодно в весенний и осенний периоды. Обнаруженные дефекты (проемы в обшивке башни, оросителе, неудовлетворительное состояние фиксаторов положения поворотных щитов тамбура, разбрызгивающих устройств водораспределения) должны быть устранены. Поворотные щиты тамбура при положительных значениях температуры воздуха должны быть установлены и зафиксированы в горизонтальном положении.

Антикоррозионное покрытие металлических конструкций, а также разрушенный защитный слой железобетонных элементов должны восстанавливаться по мере необходимости. Водосборные бассейны, а также асбестоцементные листы обшивок башен градирен должны иметь надежную гидроизоляцию.

Водораспределительные системы градирен и брызгальных бассейнов должны промываться не реже 2 раз в год - весной и осенью. Засорившиеся сопла должны быть своевременно очищены, а вышедшие из строя - заменены. Водосборные бассейны градирен должны не реже 1 раза в 2 года очищаться от ила и мусора.

Применяемые при ремонте деревянные конструкции градирен должны быть антисептированы, а крепежные детали - оцинкованы.

Конструкции оросителей градирен должны очищаться от минеральных и органических отложений. Решетки и сетки градирен и брызгальных устройств должны осматриваться 1 раз в смену и при

необходимости очищаться, чтобы не допускать перепада воды на них более 0,1 м.

Вслучае увлажнения и обледенения прилегающей территории и зданий при эксплуатации градирен в зимний период градирни должны быть оборудованы водоулавливающими устройствами.

При наличии в системе технического водоснабжения нескольких параллельно работающих градирен и уменьшения зимой общего расхода охлаждающей воды часть градирен должна быть законсервирована с выполнением противопожарных и других необходимых мероприятий. Во избежание обледенения оросителя плотность орошения в работающих градирнях должна быть не менее 6 м3/ч на 1 м3 площади орошения, а температура воды на выходе из градирни - не ниже 10 град. С.

Во избежание обледенения расположенного вблизи оборудования, конструктивных элементов и территории зимой брызгальные устройства должны работать с пониженным напором. При уменьшении расхода воды должны быть заглушены периферийные сопла и отключены крайние распределительные трубопроводы.

Понижение напора у разбрызгивающих сопл должно быть обеспечено путем уменьшения общего расхода охлаждаемой воды на максимальное количество работающих секций, а также отвода части нагретой воды без ее охлаждения через холостые сбросы непосредственно в водосборный бассейн. Температура воды на выходе из брызгального устройства должна быть не ниже 10 град. С.

При кратковременном отключении градирни или брызгального устройства в зимний период должна быть обеспечена циркуляция теплой воды в бассейне для предотвращения образования в нем льда.

Вслучае временного вывода из эксплуатации градирен с элементами конструкций из дерева, полиэтилена и других горючих материалов окна для прохода воздуха в них должны быть закрыты, а за градирнями установлен противопожарный надзор.