Глава 11. Техническое обслуживание и ремонт теплообменных аппаратов

11.1 Основные понятия и определения

Наиболее распространенными последствиями отказов теплообменных аппаратов ПТУ являются отключение турбины, ограничение отпуска теплоты, снижение коэффициента готовности оборудования, снижение экономичности турбоустановки и, как следствие, увеличение удельных расходов топлива. В связи с этим большое значение имеет оперативное устранение неисправностей аппаратов и профилактика отказов, которые производятся в системе технического обслуживания и ремонта.

Способность оборудования к эффективной работе в соответствии с требованиями нормативно-технической документации в течение всего срока эксплуатации зависит от качества технического обслуживания и ремонта по каждому узлу оборудования.

Приведем определения некоторых понятий, используемых в настоящей главе [19].

Система технического обслуживания и ремонта оборудования —совокупность взаимосвязанных элементов, документации и исполнителей, необходимых для поддержания и восстановления качества оборудования станций и сетей, входящего в эту систему.

Техническое обслуживание—комплекс операций по поддержанию работоспособности или исправности изделия при использовании его по назначению, ожидании, хранении и транспортировке (ГОСТ 18322―78).

Ремонт—комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособности изделий и восстановлению ресурсов изделий и их составных частей (ГОСТ 18322―78).

Ремонтопригодность—свойство объекта, заключающееся в приспособленности к поддержанию и восстановлению работоспособного состояния путем технического обслуживания и ремонта (ГОСТ 27.002―89).

Система технического обслуживания и ремонта оборудования в общем случае включает в себя:

  • техническое обслуживание оборудования;
  • накопление и изучение опыта эксплуатации и ремонта, установление оптимальной периодичности и продолжительности проведения капитальных, средних и текущих ремонтов;
  • внедрение прогрессивных форм организации и управления ремонтом с применением вычислительной техники;
  • внедрение передовых методов ремонта, комплексной механизации и прогрессивной технологии;
  • модернизация оборудования;
  • широкое внедрение специализации ремонтных работ;
  • контроль качества выполняемых работ в процессе ремонта и контроль качества отремонтированного оборудования;
  • своевременное обеспечение ремонтных работ материалами, запчастями и комплектующим оборудованием;
  • анализ параметров технического состояния оборудования до и после ремонта по результатам испытаний.

Техническое обслуживание и ремонт предусматривают выполнение комплекса работ, направленных на обеспечение исправного состояния оборудования, надежной и экономичной его эксплуатации, проводимых с определенной периодичностью и последовательностью при оптимальных трудовых и материальных затратах.

Модернизация действующего оборудования (модернизация)—изменение конструкции действующего оборудования, обеспечивающее улучшение его показателей назначения, повышение надежности, уменьшение энергетических, материальных затрат и трудовых ресурсов при эксплуатации, техническом обслуживании и ремонте, а также возможности применения при эксплуатации более дешевых (недефицитных) видов топлива, сырья, материалов.

К основным видам работ, которые проводятся на станциях для восстановления работоспособности теплообменных аппаратов, относятся очистка и антикоррозионная обработка трубных досок и водяных камер; очистка внутренней и наружной поверхностей теплообменных трубок; восстановление герметичности соединений трубок с трубными досками; заглушка вышедших из строя трубок, а также их замена при капитальных ремонтах аппаратов. Ресурс между капитальными ремонтами должен быть не менее 40 000 ч.

11.2 Повреждаемость теплообменных аппаратов

Повреждаемость теплообменных аппаратов вызывается следующими основными процессами, имеющими место при эксплуатации.

Химические процессы:

§ общая коррозия (в присутствии окислителей);

§ ударная коррозия;

§ коррозия под воздействием агрессивных газов и растворимых веществ (углекислотная, аммиачная и др.);

§  коррозия под воздействием микроорганизмов (биологическая коррозия);

§ электрохимическая коррозия;

§ коррозионное растрескивание под напряжением.

Механические процессы, связанные с эрозией:

§ эрозия теплоносителем с механическими взвесями во внутритрубном пространстве (в большей степени характерна для конденсаторов);

§ эрозия капельно-ударная в межтрубном пространстве (характерна для конденсаторов и ПСГ, а также для сальникового подогревателя);

§ эрозия в результате воздействия относительно высокоскоростных и высокотемпературных потоков жидкости (характерна для ПВД).

Механические процессы, связанные с вибрацией:

§ фрикционный износ трубок в серединах пролетов или в области гибов при их соударениях, а также в зоне прохода через отверстия в промежуточных перегородках за счет вибрации трубок в потоке теплоносителя.

Термические процессы:

§ перегрев металла трубок выше допустимого, вызванный, например, неисправностью задвижек по пару при прекращении прокачивания нагреваемого теплоносителя, а также нарушением правил технической эксплуатации (ПТЭ);

§ стесненность термических расширений теплообменных трубок и как следствие появление в материале дополнительных напряжений.

Все отмеченные процессы могут усугубляться дефектами изготовления, монтажа и эксплуатации, такими как механические повреждения (задиры, царапины и т.д.) на наружной поверхности металла трубок при сборке, повреждения теплообменных трубок за счет попадания в паровое пространство аппаратов различных инородных предметов (фрагменты оторванных лопаток― в конденсаторе), а также возникновением в трубках при вальцевании напряжений кручения.

Результаты анализа отказов оборудования электростанций, выполненного за 20-летний период, по данным [69], позволяют сделать вывод, что в год происходит от 150 до 330 отказов в работе конденсаторов и другого вспомогательного теплообменного оборудования, из них от 35 до 60 % отказов приводят к останову турбин. Среди теплообменного оборудования турбоустановок наибольшую степень влияния на работу ПТУ имеют отказы конденсаторов. Затем следуют ПВД, сальниковые подогреватели и ПНД.

Рассмотрим отдельно по элементам, входящим в группу теплообменного оборудования, долю отказов, приходящихся на конкретный элемент, и основные причины, вызывающие отказ.

Конденсаторы. Доля отказов конденсационной установки в общем количестве отказов составляет в среднем 15, а вынужденные простои турбин ― 12 % от суммарной продолжительности простоев парка турбин [69]. Хотя в среднем частота отказов конденсационных установок занимает второе-третье место, на ряде электростанций их отказы случаются значительно чаще. Основными причинами отказов являются несвоевременная замена и очистка конденсаторных трубок; разрывы трубок из-за наличия в них технологических дефектов; старение металла трубок при длительной эксплуатации; образование трещин на трубках, а также некачественная вальцовка трубок на заводе; наличие значительных остаточных напряжений, не снятых при отжиге трубок; обесцинкование материала трубок при использовании латуни Л68; эрозионный износ трубок; разрывы водяной камеры конденсатора.

Подогреватели высокого давления. Надежность ПВД определяется наличием конструктивных недостатков: локальными высокими скоростями воды в змеевиках, приводящими к их эрозионному износу; неудовлетворительной конструкцией диафрагм в коллекторах; жестким креплением коллекторов с различной температурой теплоносителя; неудовлетворительной конструкцией уплотнений фланцевых разъемов ПВД, нарушением герметичности трубной системы вследствие исчерпания ресурса металла змеевиков. Наиболее частыми повреждениями ПВД являются дефекты ремонта: некачественная сварка угловых швов или уплотнительной мембраны, течи по фланцевым разъемам вследствие плохой их обтяжки.

Подогреватели низкого давления. Основными причинами отказов в работе ПНД являются вибрационные поломки (фрикционный износ трубок в зоне прохождения их через отверстия в промежуточных перегородках; усталостный излом трубок у трубных досок; фрикционный износ трубок в серединах больших пролетов и П-образных гибов за счет ударов и трения соседних трубок друг о друга и др.), эрозионно-коррозионные разрушения входных участков трубок; ослабление герметичности вальцованных соединений; нарушения в работе регуляторов уровня и воздухоотсасывающих устройств.

Маслоохладители. Отказы маслоохладителей происходят чаще всего по причине коррозионных разрушений теплообменных трубок, нарушений герметичности вальцованных соединений трубок с трубными досками, некоторых заводских дефектов изготовления и монтажа. При этом необходимо отметить, что отказы маслоохладителей приводят к серьезным экологическим последствиям. В зависимости от длительности эксплуатации обнаружено два пика выхода из строя маслоохладителей: в течение 1―3 лет после ввода в эксплуатацию в связи с отбраковкой заводских дефектов и через 10 лет из-за накопления эксплуатационных повреждений (что может быть связано с исчерпанием срока службы аппаратов).

Сетевые подогреватели. Отказы в работе горизонтальных сетевых подогревателей происходят в основном из-за дефектов вальцевания трубных пучков, а также из-за коррозионно-эрозионных повреждений трубных систем. Для вертикальных сетевых подогревателей наиболее характерны повреждения, возникающие в результате вибрации трубных систем.

11.3 Классификация видов ремонта

Классификацию ремонта проводят по одному из следующих разграничительных признаков: планируемости, периодичности проведения, объему проводимых работ, степени регламентации работ и т.д.

Различные виды ремонта можно производить с помощью различных методов, т. е. совокупности технологических и организационных правил выполнения ремонтных операций. Классификация видов ремонта по некоторым разграничительным признакам представлена на рис. 11.1.

В практике различают следующие виды ремонта (согласно ГОСТ 18322―78).

Плановый — ремонт, постановка оборудования на который осуществляется в соответствии с требованиями нормативно-технической документации.

Неплановый (аварийный)— ремонт, постановка на который осуществляется без предварительного назначения, производится при внезапном отказе аппарата.

Текущий — ремонт, выполняемый для обеспечения или восстановления работоспособности изделия и состоящий в замене и (или) восстановлении отдельных частей.

Средний — ремонт, выполняемый для восстановления исправности и частичного восстановления ресурса изделий с заменой или восстановлением составных частей ограниченной номенклатуры и контролем технического состояния составных частей, выполняемым в объеме, установленном в нормативно– технической документации.

Капитальный — ремонт, выполняемый для восстановления исправности и полного (или близкого к полному) восстановления ресурса изделия с заменой или восстановлением любых его частей, включая базовые.

Обезличенный (агрегатный) — метод ремонта, при котором неисправные агрегаты заменяются новыми или заранее отремонтированными. Под агрегатом понимается сборочная единица, обладающая свойствами полной взаимозаменяемости, независимой сборки и самостоятельного выполнения определенной функции в изделиях различного назначения.

Ремонт по техническому состоянию— метод ремонта, при котором перечень операций определяется по результатам контроля технического состояния и диагностирования оборудования.

Рис. 11.1. Классификация видов ремонта

Рассмотрим содержание вышеперечисленных видов ремонта.

Плановый ремонт оборудования основан на изучении и анализе ресурсов работы деталей и узлов с установлением технически и экономически обоснованных норм и нормативов. Плановый ремонт предусматривает вывод в ремонт оборудования с учетом требований действующих в отрасли нормативов.

В плановом порядке выполняются капитальный, средний и текущий ремонты. Вид ремонта вспомогательного (теплообменного) оборудования может отличаться от вида ремонта основного оборудования (турбоустановки), но выполняется в сроки, определяемые ремонтом основного оборудования.

Планирование ремонта оборудования включает в себя разработку перспективных графиков ремонта и модернизации основного оборудования станций (электрических и компрессорных); годовых графиков ремонта основного оборудования станций; годовых и месячных графиков ремонта вспомогательного и общестанционного оборудования.

Перспективный график ремонта и модернизации основного оборудования станций обычно разрабатывается на 5 лет на основании сведений, представляемых станциями, и служит основанием для планирования трудовых, материальных и финансовых ресурсов по годам планируемого периода. Перспективный график ремонта может ежегодно корректироваться с учетом сложившейся обстановки или возникших потребностей.

Годовой график ремонта основного оборудования, как правило, устанавливает календарное время вывода в ремонт каждой турбоустановки (энергоблока), продолжительность ремонта и планируемый объем работ по исполнителям. Годовой график разрабатывается на планируемый год в соответствии с утвержденным перспективным графиком с учетом технического состояния оборудования. При этом в годовой график могут быть внесены обоснованные изменения позиций перспективного графика.

Текущий ремонт теплообменных аппаратов производят для контроля и поддержания оборудования в работоспособном состоянии. Он должен производиться на остановленном оборудовании. Основные операции, выполняемые при текущем ремонте теплообменных аппаратов, включают в себя:

· наружный осмотр аппарата с исправлением внешних дефектов изоляции, заменой болтов и шпилек, подтяжкой болтовых и резьбовых соединений;

  • проверку состояния арматуры и замену или ремонт ее;
  • осмотр и наладку контрольно-измерительной аппаратуры;
  • проверку и наладку конденсатоотводчиков и дренажей;
  • осмотр и оценку состояния внутренних поверхностей аппарата.

Средний ремонт теплообменного аппарата предусматривает ревизию отдельных узлов, а также восстановление и замену изношенных деталей и связан, как правило, с разборкой аппарата. К основным операциям, выполняемым при среднем ремонте, относятся:

  • работы, предусматриваемые текущим ремонтом;
  • замена арматуры с проверкой предохранительных клапанов на гидравлическом прессе;
  • проверка герметичности трубной системы и корпуса и устранение повреждений подвальцовкой, заваркой или отглушением отдельных трубок;
  • ревизия разъемных резьбовых, сальниковых и фланцевых соединений;
  • разборка и ремонт вспомогательных элементов с восстановлением или заменой отдельных узлов и деталей;
  • ремонт обмуровки и антикоррозионных покрытий;
  • ремонт изоляции и окраска поверхностей аппарата.

Капитальный ремонт имеет целью восстановление работоспособности оборудования по возможности до начального технического состояния. При капитальном ремонте производится полная разборка аппарата с ремонтом отдельных деталей и узлов на месте, в ремонтных цехах или предприятиях. Капитальный ремонт производится по специально разработанному плану и обеспечивается необходимыми документами и материалами (дефектными ведомостями, чертежами, запасными частями, инструментами, приспособлениями, подъемно-транспортным и такелажным оборудованием), а также рабочей силой и ремонтной площадкой. При капитальном ремонте может быть произведена замена трубного пучка или всего теплообменного аппарата.

Последовательность операций при капитальном ремонте:

1. ознакомление с чертежами и дефектной ведомостью на аппарат; подготовка необходимых запасных деталей, инструмента, материалов и подъемно-транспортных приспособлений;

2. получение разрешения на отключение оборудования, подлежащего ремонту;

3. снятие контрольно-измерительных приборов, вскрытие аппарата и разборка его на узлы и детали;

4. промывка и очистка;

5. отбраковка деталей методом осмотра и измерений, уточнение дефектной ведомости на ремонт и ведомости на запасные части;

6. ремонт деталей, сборка узлов, подгонка деталей и узлов;

7. изготовление новых деталей и узлов, внесение усовершенствований, намеченных к реализации в период капитального ремонта;

8. сборка, опробование аппарата и устранение выявленных дефектов;

9. проверка аппарата после сборки, подготовка к испытанию;

10. испытание аппарата и сдача его в эксплуатацию.

Завершается выполнение капитального ремонта составлением акта о передаче оборудования в эксплуатацию.

Обезличенный метод ремонта используется в том случае, когда не сохраняется принадлежность восстановленных элементов и узлов определенному теплообменному аппарату. Этот метод может применяться, если на станции установлено несколько однотипных теплообменных аппаратов. При этом методе сокращается время ремонта, работы могут быть полнее специализированы, повышается производительность труда.

11.4 Основные этапы ремонта

В силу неравномерного износа и случайного характера повреждений и отказов теплообменного оборудования обычно требуется восстановление или замена только некоторой части узлов и деталей. Так наиболее повреждаемым узлом (сборочной единицей) теплообменного аппарата является трубная система и, в частности, теплообменные трубки. Вследствие этого материальные затраты на выполнение ремонта, как правило, меньше чем на изготовление нового оборудования.

11.4.1 Экономическое обоснование целесообразности проведения ремонта

Полная стоимость ремонта оборудования определяется стоимостью постоянных работ, которая не зависит от его фактического технического состояния (разборка, сборка, испытания после ремонта и др.), и стоимостью переменных работ, объем которых зависит от состояния узлов и деталей оборудования. В процессе эксплуатации оборудования число узлов, ресурс которых уже исчерпан, возрастает, поэтому стоимость работ также возрастает с каждым ремонтом. Стоимость же нового оборудования со временем снижается в связи с совершенствованием технологии производства, повышением производительности труда и другими факторами.

На рис. 11.2 приведена качественная зависимость изменения стоимости ремонта и изготовления оборудования от времени. Кривые 1 (стоимость ремонта) и 2 (стоимость изготовления нового оборудования) пересекутся в точке А, в которой стоимость ремонта и стоимость нового изделия равны между собой. Следовательно, экономически целесообразно производить ремонт оборудования только до этого момента. Можно существенно снизить стоимость ремонта оборудования (кривая 4), совершенствуя технологический процесс ремонта, повышая производительность труда, внедряя в практику ремонта достижения научно-технического прогресса. Для повышения конкурентоспособности своей продукции предприятия-производители вынуждены постоянно совершенствовать конструкцию и технические характеристики теплообменного оборудования. Это, с одной стороны, приводит к тому, что стоимость нового оборудования снижается медленнее (кривая 3), а с другой стороны возрастает темп морального износа работающего оборудования. Уменьшить износ можно как за счет повышения коэффициента использования оборудования, так и за счет модернизаций, проводимых во время ремонта. При этом кривая 4 пересечется с кривой 3 в точке А1. Поэтому число экономически выгодных ремонтов увеличивается, особенно если в процессе ремонта проводится модернизация оборудования с повышением показателей эффективности и надежности, а так как повышение этих показателей увеличивает срок службы оборудования, то результатом будет уменьшение расходов на эксплуатацию и ремонт оборудования в целом.

Рис. 11.2. Обоснование целесообразности проведения ремонта теплообменных аппаратов

11.4.2 Структурные схемы проведения ремонта

Технологический процесс ремонта определяется, прежде всего, стратегией ремонта, т.е. совокупностью правил управления техническим состоянием оборудования. В настоящее время реализуются две основных стратегии ремонта— по наработке и по техническому состоянию.

Под стратегией ремонта по наработке понимается стратегия, согласно которой объем ремонта оборудования и его составных частей назначается одинаковым для однотипного оборудования в зависимости от времени наработки с начала эксплуатации или после капитального и среднего ремонта аппарата, а перечень операций восстановления определяется с учетом результатов дефектации составных частей оборудования. Физическим обоснованием целесообразности проведения такого периодического ремонта является ухудшение с течением времени основных параметров, определяющих работоспособность оборудования (старение, износ и т. п.). Реализация стратегии ремонта по наработке означает, что оборудование, поступающее в ремонт, независимо от его фактического технического состояния подвергается ремонту в объеме, предусмотренном заранее заданным перечнем обязательных работ.

Типовая структурная схема технологического процесса, характеризующая средний и капитальный ремонты теплообменного оборудования по наработке, представлена на рис. 11.3. В общем случае схема содержит 8 основных операций, часть которых при среднем ремонте будет отсутствовать.

Рис. 11.3. Схема технологического процесса, соответствующего стратегии ремонта по наработке

Приемка аппарата в ремонт (этап 1 на рис. 11.3) включает в себя оформление соответствующей документации, проверку комплектности общего технического состояния и оценку наработки с начала эксплуатации или после последнего ремонта.

Разборка (этап 2) производится до уровня, позволяющего выполнить как обязательные работы, оговоренные в их перечне, так и необходимые доработки по действующей нормативно-технической документации. Упомянутый уровень определяется конструктивными особенностями теплообменного аппарата.

После разборки теплообменного аппарата его трубная система поступает на очистку и промывку (этап 3). Операции этого этапа выполняются на отдельном участке. В зависимости от степени и характера загрязнений очистка производится различными способами, перечисленными в соответствующем разделе.

После очистки производится дефектация (этап 4), целью которой является выявление неисправностей (обрывы трубок, трещины, износ и т. д.). В процессе ремонта с целью углубленной оценки технического состояния может применяться инструментальная дефектация с помощью средств неразрушающего контроля металла элементов конструкции на наличие трещин, раковин и т. п. Выявленные дефекты заносятся в ведомость дефектации.

Собственно ремонт (восстановление) включает в себя этапы 5 и 6: выполнение обязательных работ, оговоренных в технологии ремонта данного аппарата, и устранение дефектов согласно ведомости дефектации.

После ремонта производится сборка аппарата (этап 7) и включение его в технологическую схему. Окончательными этапами ремонта являются приемка в эксплуатацию (этап 8) и проведение испытаний аппарата (этап 9) с целью определения его характеристик и оценки качества ремонта.

Стратегия ремонта по наработке применяется не только из-за наличия естественных процессов износа и старения теплообменного оборудования, но и из-за отсутствия доступных методов контроля его технического состояния. Оценка параметров технического состояния аппарата (см. гл. 11) возможна как в условиях эксплуатации, так и во время проведения ремонта теплообменного аппарата. По мере повышения надежности теплообменных аппаратов, совершенствования методов контроля и анализа диагностической информации необходимость в их разборке для проверки технического состояния постепенно будет уменьшаться.

Повышение общего технического уровня конструирования, совершенствование технологии изготовления, применение новых более надежных материалов, реализация мониторинга технического состояния аппаратов с использованием средств диагностирования, обеспечивающих обнаружение отказов и неисправностей, в том числе и без разборки оборудования, значительное расширение возможностей систем контроля— все это создает условия для перехода к ремонту по техническому состоянию.

Реализация стратегии ремонта по техническому состоянию (РТС) приводит к сокращению затрат на ремонт, что определяется уменьшением объема ремонта или увеличением межремонтного периода.

При ремонте теплообменных аппаратов по техническому состоянию объем работ определяется по результатам оценки параметров состояния. Одним из методов контроля состояния оборудования является диагностика неисправностей (см. гл. 12). В отличие от стратегии ремонта по наработке перечень работ при РТС содержит указание на перечень параметров состояния, которые необходимо диагностировать (например, необходимо оценить остаточную толщину стенки трубок конденсатора и характер коррозионных повреждений для принятия решения о замене трубок). Объем же собственно ремонта (разборка и восстановление) зависит от результатов полученной оценки технического состояния поступившего в ремонт оборудования. Необходимо отметить, что, как указывалось выше, средний и капитальные ремонты теплообменных аппаратов, как правило, связаны с ремонтом турбоустановки.

Ремонт по техническому состоянию основан на том, что для конкретного теплообменного аппарата проводятся только те работы, которые необходимы для поддержания высокого уровня его эффективности и надежности в процессе эксплуатации. Ремонтные работы, не обусловленные фактическим состоянием оборудования, особенно разборочно-сборочные, не проводятся, так как это может только ухудшить техническое состояние за счет дефектов, вносимых при ремонте.

На рис. 11.4 приведена схема типового технологического процесса ремонта оборудования, соответствующего стратегии РТС.

Рис. 11.4. Схема технологического процесса, соответствующего стратегии ремонта по техническому состоянию

Рассмотрим технологический процесс по этапам.

В процессе эксплуатации регулярно проводится оценка показателей работы теплообменного оборудования (этап 1), на основании которой определяется вид его технического состояния (работоспособное, рабочее, нерабочее и т.д.). В случае несоответствия показателей требованиям нормативно-технической документации может быть принято решение о выводе оборудования в ремонт (этап 2).

Одним из основных этапов ремонта по стратегии РТС является оценка параметров состояния и диагностирование неисправностей (этап 5). На этом этапе проводится осмотр элементов теплообменного аппарата и, при наличии соответствующей диагностической аппаратуры, оценка параметров его технического состояния, по результатам чего принимается решение о необходимости и объеме ремонтных работ с фиксированием их в ведомости дефектации. В эту ведомость заносятся выявленные (визуально и с помощью приборов) дефекты, после чего принимается решение о ремонте оборудования.

В процессе диагностирования производится устранение небольших дефектов, влияющих на работоспособность аппаратов (этап 6). Если неисправности, подлежащие устранению, в процессе диагностирования не выявлены, то устраняются только те дефекты, которые привели или могут привести при эксплуатации аппарата к снижению эффективности и надежности его работы. В этом случае теплообменный аппарат не выводится в ремонт, а готовится к приемке в эксплуатацию (этап 12).

Если диагностирование показало необходимость проведения ремонта, то теплообменный аппарат разбирают (этап 8) и реализуют этапы очистки (этап 9), устранения дефектов (этап 10) и сборки (этап 11), аналогичные соответствующим этапам стратегии ремонта по наработке (см. рис. 11.3).

На заключительном этапе после приемки теплообменного аппарата проводят испытания (этап 13) силами эксплуатационного персонала для оценки показателей работы и качества ремонта.

11.4.3 Обоснование сроков замены трубных пучков теплообменных аппаратов

Установленный (нормативный) срок службы теплообменных аппаратов составляет 30 лет [69]. Однако в зависимости от типа аппарата и конкретных условий его эксплуатации этот срок может значительно изменяться. При установлении нормативного срока службы должен приниматься во внимание и моральный износ аппарата.

Известно, что наиболее повреждаемым элементом теплообменных аппаратов ПТУ являются трубные системы аппаратов [69, 70]. Это означает, что при исчерпании аппаратом ресурса иногда достаточно заменить трубный пучок, оставив старый корпус и присоединительные линии по всем теплоносителям. Состояние трубной системы является в этом случае критерием для определения предельного состояния аппарата и, следовательно, срока его службы.

Индивидуальная долговечность трубных систем теплообменных аппаратов, как показывает практика, может быть меньше обозначенных 30 лет. По нормативам проведения ремонтов [71] замену трубных пучков теплообменных аппаратов рекомендуется проводить во время капитальных ремонтов турбины (энергоблока). Технико-экономического обоснования для решения вопроса о необходимости замены трубной системы аппаратов нормативные документы не дают. Лишь в технологическом процессе ремонта ПНД указывается на необходимость замены трубной системы при отглушении как минимум 10% трубок.

Количество отглушенных трубок в аппарате определяет степень его физического износа, от которого в свою очередь зависит остаточный ресурс и срок службы аппарата [70, 71]. Этот параметр позволяет выработать единый подход к обоснованию сроков замены трубных систем.

При определении сроков замены трубных поверхностей теплообменных аппаратов необходимо учитывать особенности конструкций и режимов работы конкретных типов аппаратов, качество изготовления, износостойкость отдельных элементов, а также условия эксплуатации. Например, для маслоохладителей недопустим выход из строя даже одной трубки, если в результате происходит попадание масла в воду и экологическое загрязнение водоема, что может привести к экономическим потерям, превышающим стоимость самого аппарата. Иная ситуация с подогревателями системы регенеративного подогрева питательной воды. Для этих аппаратов повреждения трубок, как правило, не приводят к катастрофическим последствиям. Особенностью повреждаемости ПНД является то, что в них дефектные трубки могут быть локализованы в одной зоне (одном ходе по водяной стороне) трубного пучка. Причиной этого может быть, например, сброс конденсата из вышестоящего подогревателя, вход пара в подогреватель, вибрационные разрушения трубок и др. В случае, когда отглушаются трубки в пределах одного хода по водяной стороне, даже при небольшой доле отглушенных трубок значительно увеличивается гидравлическое сопротивление аппарата, и ПНД не может выполнять своей основной функции.

Таким образом, задача обоснования срока замены трубной системы теплообменного аппарата заключается в определении момента времени, когда величина потерь от эксплуатации аппарата с поврежденными трубками сравняются с потерями, которые имеют место при замене трубной системы и эксплуатационными потерями для нового аппарата.

В качестве таких потерь принимаем удельные потери отпускаемой от ТЭС продукции в единицу времени. Условие, из которого определяется срок замены трубной системы аппарата, запишется в виде

\[ \frac{П_{д}}{Е_{д}} = \frac{П_{и}}{Е_{и}} ,\tag{11.1}\]

здесь Пд, Пи— потери в единицу времени для аппарата с дефектными трубками и исправного аппарата;

Ед, Еи— величина отпускаемой ПТУ (энергоблоком) продукции для аппарата с дефектными трубками и с замененным трубным пучком.

В обоих случаях, описываемых выражением (11.1), аппарат должен выполнять свои основные функции. Исходя из этого можно сформулировать критерий обоснования сроков замены трубных систем, заключающийся в том, что рассматриваются только те состояния теплообменного аппарата, при котором он выполняет свои основные функции (возможно, с невысокой экономичностью).

На основании сформулированного критерия можно принять, что количество продукции, отпускаемой ПТУ (энергоблоком) с аппаратом с дефектными трубками, равняется количеству продукции, отпускаемой ПТУ с исправным аппаратом, т.е. Ед = Еи = Е.

Рассмотрим потери Пд и Пи, входящие в выражение (11.1). При соответствующем представлении (например в единицах расхода топлива) потери при эксплуатации аппарата с дефектными трубками обладают свойством аддитивности и могут быть выражены следующим образом

(11.2) П д = В o + Δ В Т 1 ,

здесь Во— эксплуатационные затраты для исправного аппарата, включая условно-постоянные эксплуатационные затраты (затраты на ремонт, зарплата персонала и т.д.), т у.т. При этом считается, что интенсивность отказов исправного аппарата и аппарата с дефектными трубками одинакова, а следовательно одинаковы и затраты на восстановление работоспособности этих аппаратов;

ΔВ = fF)— изменение (разность) эксплуатационных потерь при уменьшении поверхности теплообмена вследствие повреждения трубок, т.у.т.;

Т1— период формирования отчетности для возврата доходов на средства, вложенные инвесторами, год.

Потери для исправного аппарата можно выразить следующим образом

(11.3) П и = В o Т 1 + К Т А C т ,

здесь К— капитальные затраты на замену трубной системы, руб.;

ТА — срок полезного использования оборудования, год (для расчетов принимаем ТА=10 лет);

Cт— стоимость топлива, руб/т у.т.

Выражение (11.1) с учетом (11.2) и (11.3) запишется в виде

(11.4) В o + Δ В Т 1 Е = В o Т 1 + К Т А С т Е .

Принимая Т1 = 1 год, получим целевую функцию для обоснования сроков замены трубных пучков теплообменных аппаратов

(11.5) Δ В С т К Т А ,

здесь ΔП выражается через увеличение расхода топлива ΔВ.

В выражении (11.5) капитальные затраты на замену трубной системы складываются из

(11.6) К = К т + К з + К о с т К л ,

здесь Кт, Кз, Кл— стоимость трубной системы (трубок), работ по замене трубной системы, металлолома;

Кост — остаточная стоимость трубной системы, если аппарат не отработал своего срока службы.

Капитальные затраты на замену трубной системы не зависят от состояния аппарата, то есть количества отглушенных трубок. Исходя из этого положения и с учетом (11.6), целевая функция может быть графически представлена в виде зависимости изменения потерь от доли поверхности теплообмена с поврежденными трубками (рис 11.5).

Рис. 11.5. Изменение потерь при эксплуатации аппарата с отглушенными трубками в зависимости от его состояния.

1, 1'— изменение эксплуатационных потерь при различной цене на топливо (Ст > Ст'), 2, 3— потери от замены трубной системы (К/ТА), Кост.2 > Кост.3.

На рис 11.5 показано, что изменение потерь при эксплуатации аппарата с дефектными трубками зависит от состояния аппарата и увеличивается с увеличением доли отглушенных трубок. Величина этих потерь, выраженная в денежных единицах, зависит от стоимости топлива, в связи с чем линия 1 проходит выше линии 1'. Если аппарат не отработал свой срок службы, то в капитальных затратах должна учитываться остаточная стоимость трубной системы. На рис 11.5 прямая 2 соответствует Кост.2> Кост.3. Прямая 3 параллельна оси абсцисс, что определяется постоянством капитальных затрат на замену трубной системы при различных фактических состояниях аппарата.

Рассмотрим особенности определения обоснованных сроков замены трубных пучков конденсаторов, подогревателей сетевой воды теплофикационных турбин и ПНД.

Конденсатор. При уменьшении величины поверхности теплообмена конденсатора давление пара в нем увеличивается, что приводит к уменьшению мощности турбины.

Увеличение доли поверхности с отглушенными трубками приводит к повышению гидравлического сопротивления конденсатора и снижению расхода циркуляционной воды, при этом мощность циркуляционных насосов остается неизменной. Расчеты показали, что в случае постоянства расхода циркуляционной воды и соответствующего увеличения мощности на привод циркуляционных насосов окончательные сроки замены трубных систем конденсаторов остаются практически такими же, как и при неизменной мощности циркуляционных насосов.

Годовое уменьшение выработки электроэнергии при изменении поверхности теплообмена составит

\[ \Delta Э = \Delta N \cdot т ,\tag{11.7}\]

здесь ΔN = fP)— изменение мощности турбины при изменении давления в конденсаторе на ΔP;

τ — число часов работы турбоустановки в год.

Учитывая, что выработка электроэнергии согласно принятому критерию должна остаться постоянной, увеличение давления в конденсаторе приведет к увеличению расхода топлива:

\[ \Delta B = \Delta Э \cdot b ,\tag{11.8}\]

здесь b — удельный расход топлива на турбоустановку.

Подогреватели сетевой воды теплофикационных турбин. При уменьшении поверхности теплообмена подогревателя сетевой воды увеличивается недогрев воды до температуры насыщения греющего пара. Так как температура прямой сетевой воды, определяемая графиком теплосети, должна оставаться постоянной, то увеличивается давление пара в регулируемом отборе турбины, что приводит к увеличению удельного расхода теплоты на выработку электроэнергии Δqэ и в конечном случае к снижению экономичности турбоустановки.

Для теплофикационных турбин типа Т и ПТ уменьшение выработки электроэнергии на тепловом потреблении при увеличении недогрева сетевой воды до температуры насыщения пара определяется по зависимости [70]. [1]

(11.9) Δ Э т = μ ( Δ t ) 2 G в Δ ( δ t Δ t ) τ ,

здесь μ — коэффициент, определяемый параметрами турбины;

Δt — нагрев воды в аппарате;

Gв — расход сетевой воды;

Δ ( δ t Δ t ) ― изменение относительного недогрева;

τ — число часов работы подогревателя сетевой воды.

Изменение расхода топлива при неизменной выработке тепловой и электрической энергии определяется зависимостью, аналогичной (11.8):

\[ \Delta B = \Delta Э \cdot b_{т} ,\tag{11.10}\]

где bт— удельный расход топлива на выработку электроэнергии по теплофикационному циклу.

В условиях эксплуатации расход сетевой воды через аппарат должен оставаться постоянным, что при уменьшении поверхности теплообмена приводит к увеличению скорости воды в трубках. При уменьшении поверхности теплообмена увеличивается гидравлическое сопротивление аппарата и, следовательно, расход электроэнергии на собственные нужды.

Суммарное увеличение затрат от снижения поверхности теплообмена подогревателей сетевой воды составит

\[ \Delta З = \Delta B \cdot C_{т} + \Delta N_{CH} \cdot т \cdot C_{CH} ,\tag{11.11}\]

здесь Ст — стоимость топлива, руб./т.у.т.;

ΔNсн — увеличение мощности сетевых насосов из-за увеличения гидравлического сопротивления аппарата, кВт;

τ — число часов работы теплофикационной установки, ч;

Ссн — стоимость электроэнергии собственных нужд, руб./(кВт·ч).

Подогреватели низкого давления. Уменьшение поверхности теплообмена ПНД приводит к увеличению недогрева основного конденсата до температуры насыщения греющего пара и соответствующему уменьшению температуры за ПНД. Изменение мощности турбины вследствие этого можно оценить по методике [70, 72]

\[ \Delta N = \Delta N (t_{OK}) \cdot ?_{l} ,\tag{11.12}\]

где ΔN(tок)— изменение температуры основного конденсата за ПНД, oС;

ξi — коэффициент, учитывающий изменение мощности турбины при отклонении температуры воды на выходе i-того ПНД на 1 °С.

Тогда для конденсационной турбины уменьшение выработки электроэнергии за время T (год) составит

\[ \Delta Э = \Delta N \cdot t,\tag{11.13}\]

здесь τ — приведенное число часов работы с номинальной нагрузкой.

У теплофикационных турбин в отопительный период и вне его ПНД-1 имеет различную тепловую нагрузку и соответствующие различные изменения мощности

\[ \Delta Э = \Delta N_{от} \cdot т_{от} + \Delta N_{к} \cdot т_{к} \tag{11.14}\]

где ΔNот, ΔNк— изменение мощности при номинальной нагрузке турбины в отопительный период и вне его;

τот, τк— число часов работы с номинальной мощностью в отопительный период и вне его.

Увеличение расходов топлива определяется по зависимости

ΔВ = ΔNот·τот·bот + ΔNк·τк· bк,

здесь bот, bк— удельные расходы топлива в теплофикационном и конденсационном режимах соответственно.

Увеличением мощности на привод конденсатных насосов из-за повышения гидравлического сопротивления ПНД ввиду малой величины (менее 1,5 %) пренебрегаем.

Результаты расчетов по описанной методике для конденсаторов турбин Т-110/120-130, Т-250/300-240; К-300-240 ЛМЗ представлены на рис 11.6. Расчеты конденсаторов турбин проводились по методике [70, 11]. Для конденсатора турбины К-300-240 ЛМЗ температура циркуляционной воды на входе принималась равной t= 12 °С, для теплофикационных турбин— t= 27 °С. Коэффициент чистоты для конденсатора турбины Т-110/120-130 принимался равным β = 0,75, а для турбины К-300-240 и Т-250/300-240— β = 0,9. Число часов работы конденсационной турбины с номинальной мощностью принималось равным 6200 ч., а удельный расход топлива b = 335 г/кВт ч. Для теплофикационных турбин длительность работы на конденсационном режиме принималась τк = 500 ч с удельным расходом топлива bк = 370 ч/(кВт·ч), номинальной тепловой нагрузкой τот = 4000 ч и удельным расходом топлива bот = 230 г/(кВт·ч) для турбины Т-250/300-240 и bот = 270 г/(кВт·ч) для турбины Т-100/110-130.

Принято, что в конденсаторах устанавливаются трубки из материала МНЖ5-1; цены на металл трубок принимались по действующему прейскуранту; стоимость замены трубок и стоимость лома принималась равной 30% от стоимости самих трубок; стоимость топлива составила Ст = 2; 2,4; 2,8 тыс.руб./т.у.т. В расчетах принималась величина остаточной стоимости трубной системы Кост = 0; 30; 60 %.

Кроме затрат на топливо на рисунках нанесены величины К/ТА. В соответствии с формулой (11.3) определяется значение ΔF, при котором Δ B C т = К Т А . Найденная величина ΔF определяет минимальное уменьшение поверхности теплообмена, при котором оправдана замена трубной системы аппарата.

Рис. 11.6. Стоимость перерасхода топлива при изменении поверхности конденсаторов турбин.
а— Т-100/110-130, б— Т-250/300-240, в— К-300-240; капитальные затраты: 1— Кост = 0, 2— 10, 3— 20 %; эксплуатационные затраты: 4— 2, 5— 2,4, 6— 2,8 тыс.руб

Анализ полученных данных показывает, что обоснованные сроки замены трубных пучков теплообменных аппаратов турбоустановок наиболее существенно зависят от стоимости топлива и трубок. Меньшее влияние оказывает режим работы насосов и длительность использования оборудования. Влияние коэффициента чистоты β на сроки замены трубных систем конденсаторов на самом деле не столь существенно, поскольку в коэффициенте чистоты β проявляется влияние степени загрязненности трубок с водяной стороны, величины присосов воздуха в конденсатор, состояния циркуляционного тракта и др. Если возможности доведения чистоты трубной системы конденсатора до удовлетворительного состояния отсутствуют, например, в случае загрязнения наружной поверхности трубок плохо удаляемыми отложениями, тогда учет изменения коэффициента β правомерен.

Показанное на рис 11.6 большее значение минимальной величины уменьшения поверхности теплообмена (ΔFк) конденсаторов теплофикационных турбин в сравнении с конденсационной турбиной (на 3—10 %) объясняется меньшей продолжительностью работы и более высокой температурой циркуляционной воды на входе в конденсатор для теплофикационных турбин.

На рис 11.7 и 11.8 представлены результаты расчетов стоимости перерасхода топлива при сокращении поверхности теплообмена ПНД-1 и ПНД-4 для турбин разных типов. При проведении расчетов предполагалось, что в подогревателях низкого давления турбины Т-110/120-130 установлены трубки из МНЖ5-1, а турбин Т-250/300-240 и К-300-240 ЛМЗ (рис. 11.7, в и 11.8, в) — из стали 08Х18Н10Т.

Рис. 11.7. Стоимость перерасхода топлива при изменении поверхности ПНД-1 турбин:
а — Т-110/120-130; б — Т-250/300-240; 1 — \(К_{ост}\) = 0; 2 — \(К_{ост}\) = 30; 3 —\(К_{ост}\)= 60 %; 4 — \(C_т\) = 2; 5 — \(C_т\)  = 2,4;
6 — \(C_т\) = 2,8 тыс. руб./т у.т.

Рис. 11.8. Стоимость перерасхода топлива при изменении поверхности ПНД-4 турбин.
Обозначения см. рис 11.7.

Существенное превышение \(\Delta F\) у ПНД-1 для теплофикационных турбин в сравнении с турбиной К-300-240 объясняется значительно меньшим временем (500 ч) работы ПНД-1 на номинальном режиме для турбин типа Т.
Расчеты, выполненные по предлагаемой методике с учетом конкретных условий эксплуатации, позволяют проводить замену трубных пучков теплообменных аппаратов турбоустановок в оптимальные сроки. При этом будут исключены как необоснованный перерасход топлива, так и преждевременные затраты на ремонт и восстановление поверхности теплообмена.
На рис 11.9 в качестве примера представлены результаты расчета стоимости перерасхода топлива при изменении поверхности сетевого подогревателя теплофикационных турбин Т-110/120-130 и Т-250/300-240. Расчеты подогревателей сетевой воды проводились по методике, принятой на заводе-изготовителе. Коэффициент чистоты ПСГ турбины Т-110/120-130 принимался равным \(\beta\) = 0,75, а для турбины Т-250/300-240 — \(\beta\)  = 0,9. В подогревателях сетевой воды турбины Т-110/120-130 устанавливались трубки из МНЖ5-1, а турбины Т-250/300-240 — из стали 08Х18Н10Т.

Рис. 11.9. Стоимость перерасхода топлива при изменении поверхности сетевого подогревателя турбин:
а — Т-110/120-130; б — Т-250/300-240; 1 — \(К_{ост}\) = 0; 2 — \(К_{ост}\)  = 30; 3 — \(К_{ост}\)  = 60 %; 4 — \(C_т\)  = 2; 5 — \(C_т\)   = 2,4;
6 — \(C_т\)   = 2,8 тыс. руб./т у.т.

Большее значение \(\Delta F\) для ПСГ турбин Т-250/300-240 по сравнению с ПСГ турбины Т-110/120-130 на рис 11.9 объясняется различием в стоимости материала трубок.

 

11.5 Типовые работы при ремонте теплообменных аппаратов

Рассмотрим основные типовые операции по ремонту на примере теплообменных аппаратов ПТУ. Ремонт теплообменных аппаратов ГТУ в основных моментах производится аналогичным образом. При ремонте кожухотрубных теплообменных аппаратов ПТУ проводятся следующие типовые работы [73]:

  • разборка, сборка;
  • ремонт водяных камер, каркаса трубного пучка;
  • очистка трубных досок, трубок, межтрубного пространства;
  • замена трубок, включая их вырезку, установку новых трубок, закрепление трубок в трубных досках;
  • проверка герметичности.

При выполнении этих работ могут выполняться следующие технологические операции:

  • электрогазосварка;
  • электрогазорезка;
  • механическая обработка;
  • вальцевание и др.

11.5.1 Разборка аппарата. Ремонт водяных камер и каркаса трубного пучка

При разборке теплообменных аппаратов выполняют следующие работы: снятие крышек, водяных камер; выемку трубной системы (для вертикальных подогревателей сетевой воды, ПНД, маслоохладителей) [73].

Для снятия и ремонта верхней водяной камеры (например, подогревателя сетевой воды) необходимо провести ряд операций. В первую очередь следует отсоединить колена трубопроводов подвода и отвода сетевой воды, затем отвернуть колпачковые гайки анкерных связей и разболтить горизонтальный разъем, ввернуть отжимные болты, застропить и снять водяную камеру, причем необходимо кантовать ее горизонтальным разъемом вверх. Далее следует зачистить уплотнительные пояски разъема, изготовить и прографитить прокладки на горизонтальном разъеме камеры и патрубках подвода-отвода сетевой воды, выкрутить анкерные связи, откалибровать и прографитить резьбы крепежа.

Для выемки трубной системы необходимо разболтить разъем верхней трубной доски и корпуса подогревателя. Ввернуть отжимные болты, застропить и извлечь трубную систему из корпуса, установить ее вертикально в специальное приспособление (стенд). Далее следует зачистить уплотнительные поверхности фланца трубной системы, изготовить и прографитить прокладки, откалибровать и прографитить резьбы крепежа.

Ремонт трубной системы. Провести внешний осмотр, проверить герметичность трубной системы, осмотреть трубопровод отсоса воздуха и отбойные щитки, затем зачистить и заварить дефектные места.

Ремонт трубной доски. Трубная доска очищается от грязи и ржавчины до чистого металла. Крупные дефекты завариваются (наплавляются) с последующим восстановлением поверхности. Например, для защиты трубных досок маслоохладителей от коррозионно-эрозионного воздействия среды их покрывают эпоксидной шпатлевкой. Для этого очищенную поверхность фосфатируют, сушат не менее 24 ч, затем тщательно промывают моющим раствором до полного удаления рыхлых отложений. После промывки поверхность обезжиривается и покрывается в два слоя эпоксидной шпатлевкой ЭП-00-10 или ЭП-00-20. После нанесения каждого слоя поверхность просушивается не менее 24 ч при температуре окружающего воздуха 20 °С.

11.5.2 Очистка трубных досок, трубок и межтрубного пространства

Трубные доски теплообменных аппаратов, контактирующие с циркуляционной водой (конденсаторы, маслоохладители), могут загрязняться наносными отложениями или продуктами коррозии элементов водяного тракта. Очистка трубных досок производиться щетками или струей воды.

Загрязнение вертикальных подогревателей с паровой стороны возможно на ТЭЦ промышленных предприятий, использующих загрязненный возвратный пар с производства. Очистка трубных пучков таких подогревателей является достаточно сложной задачей, требующей в каждом конкретном случае подбора химических реагентов, способных растворить отложения на трубках и при этом исключить коррозионное воздействие на металл самих трубок. Сложность очистки ПСВ с паровой стороны часто приводит к необходимости замены трубных систем аппаратов.

Удаление имеющихся отложений с паровой стороны трубок может производиться смыванием их горячей водой или раствором едкого натра. Это может быть сделано путем заливки парового пространства горячей (80―90 °С) водой или раствором едкого натра, или же промывкой трубного пучка с помощью шланга.

В маслоохладителях на трубках отлагаются продукты разложения турбинного масла, смόлы и другие тяжелые углеводородные соединения. Это происходит из-за снижения качества масла в процессе эксплуатации.

Очистка маслоохладителей с масляной стороны производится раствором тринатрийфосфата или горячей водой. В первом случае для очистки маслоохладителей собирается схема (рис. 11.10), включающая бак 1, где готовится раствор, насос прокачки химического раствора 2, маслоохладитель 3. Для промывки подготавливается 8―9-процентный раствор тринатрийфосфата, подогретый до 90―95 °С. Во время химической промывки раствор циркулирует по замкнутому контуру в течение 1―2 часов.

Рис. 11.10. Схема для очистки маслоохладителей с масляной стороны.

Усл. обозначения см. текст

Известные способы предотвращения отложений не всегда позволяют исключить образование отложений на теплообменных поверхностях. Поэтому в зависимости от вида и состава отложений используются различные способы очистки теплообменных аппаратов. В таблице представлены различные методы очистки теплообменных аппаратов, а также виды отложений для которых используется тот или иной метод.

Таблица. Методы очистки теплообменных аппаратов

Методы и средства очистки

Виды отложений

Накипные

Механические

Биологические

Химическая очистка

+

Механическая очистка

+

+

+

Установка высокого давления

+

+

+

Гидравлический пистолет

+

+

Очистка пористыми шариками

+

+

Водовоздушная очистка

+

+

Термическая и вакуумная сушка

+

Скоростная промывка

+

+

Электро-гидроимпульсная очистка

+

Примечание: + используется; – не используется

Наиболее эффективным и универсальным способом очистки является химический, основанный на использовании кислот для растворения и удаления отложений. Достаточно широкое распространение в настоящее время получило использование для промывки теплообменного оборудования различных минеральных кислот (в основном соляной и серной). Однако, большая скорость растворения отложений этими кислотами (и растворами, изготовленными на их основе) делает процесс промывки оборудования плохо управляемым, а также вызывает повышенную коррозию как цветных сплавов, так и особенно конструкционных материалов, из которых изготавливаются теплообменные аппараты. Кроме того, как показывает опыт, применение этих кислот приводит к тому, что растворение металла под слоем отложений происходит в 2―3 раза интенсивнее, чем чистого металла. Наиболее опасна так называемая «хлоридная активация» поверхности металла, т.к. она приводит к растрескиванию металла в условиях эксплуатации.

Успешно применяется в последнее время для химических промывок сульфаминовая кислота— эффективный реагент, менее опасный в коррозионном отношении, чем минеральные кислоты. Ограничением для использования сульфаминовой кислоты является ее высокая стоимость.

Состав для промывки на основе бисульфата аммония эффективен по отношению к железоокисным и медьсодержащим эксплуатационным отложениям, менее агрессивен, чем минеральные кислоты, более доступен и дешев, чем комплексоны и органические кислоты.

Применение химреактивов для промывки аппаратов ставит ряд проблем по нейтрализации и утилизации отходов, что в отдельных случаях приводит к дополнительным капитальным и эксплуатационным затратам.

Механическая очистка трубок относится к способам наиболее трудоемким, требующим затрат ручного труда и значительного времени. Она, как правило, применяется только при проведении капитальных ремонтов турбин или для окончательной очистки трубок от накипи после проведения химической очистки, если обнаружится, что трубки недостаточно очищены кислотной промывкой. Механическая очистка применяется только для теплообменных аппаратов с прямыми трубками (конденсаторы, ПСГ). Очистка производится щетинными ершами, укрепленными на длинных шомполах и приводимыми в действие вручную, а также посредством резиновых цилиндриков или поршеньков, проталкиваемых через трубку шомполами, водой или воздухом под давлением с помощью пистолетов различной конструкции или других устройств.

Гидравлический пистолет, в котором используется вода давлением 1,0―1,2 МПа (10―12 кгс/см2), служит для проталкивания ершей и работает следующим образом. В 200―300 трубок аппарата вставляются стальные ерши с резиновыми шайбами, которые прогоняются через трубки поступающей из пистолета водой. При очистке трубок открываются только люки, а крышка входной (выходной) водяной камеры служит упором для пистолета, на конце которого имеется маленький гидравлический домкрат. Вода, проникающая под резиновые шайбы на ерше, смачивает отложения на стенке трубки; ерш взрыхляет отложения, смешивая их с водой; резиновые шайбы снимают отложения со стенок трубки и вместе с водой выносят их из трубки в поворотную водяную камеру аппарата.

Очистка гидравлическими пистолетами производится без снятия крышек конденсатора, при открытых люках. Очистка производится водой давлением от 0,4 до 1,2 МПа (4―12 кгс/см2) в зависимости от плотности и количества отложений. При подаче воды в пистолет, наконечник которого вставлен в очищаемую трубку, одновременно с подачей струи воды происходит автоматическое расклинивание наконечника между трубной доской и крышкой конденсатора с помощью встроенного гидравлического домкрата. При закрытии крана домкрат возвращается пружиной в исходное положение, затем производится очистка следующих трубок. Время промывки трубок устанавливают в зависимости от характера и количества отложений. Для повышения эффективности очистки в воду могут быть добавлены абразивные компоненты (песок, зола или опилки).

Для очистки трубок теплообменных аппаратов от твердых накипных отложений также используется метод разрушения отложений с помощью струй воды, вытекающих с большой скоростью из сопел, к которым вода подводится под высоким давлением. Установка высокого давления (УВД) состоит из насосного агрегата, создающего давление 29―39 МПа (300―400 кгс/см2), гибкого высокопрочного шланга и аппарата для очистки, состоящего из полого штока со сменной сопловой головкой. Сопловая головка в зависимости от вида отложений может быть вращающейся под действием реактивных сил струи воды, или создавать при соответствующем расположении сопел усилие для поступательного движения головки по длине очищаемой трубки. Струя воды разрушает накипные отложения, не повреждая металла трубки, и выносит их наружу.

Эффективным профилактическим мероприятием по поддержанию чистоты охлаждающей поверхности конденсаторов может служить очистка трубок эластичными шариками или водовоздушной смесью. Использование этих способов при работе турбины под нагрузкой позволяет длительное время поддерживать в чистом состоянии конденсатор и препятствует отложению в трубках загрязнений.

Метод шариковой очистки трубок конденсатора заключается в циркуляции через трубную систему определенного количества эластичных шариков из пористой резины, которые, касаясь внутренних стенок конденсаторных трубок, счищают приставшие к поверхности загрязнения. Диаметр шариков может быть как больше, так и меньше внутреннего диаметра трубок.

Системы шариковой очистки устанавливаются на каждом конденсаторе (половине конденсатора) и являются автономными (рис. 11.11).

Накопленный опыт очистки конденсаторов с помощью резиновых монолитных шариков, диаметр которых на 1―2 мм меньше внутреннего диаметра конденсаторных трубок, показал эффективность их применения только для предотвращения образования мягких отложений. При прохождении шарика, диаметр которого меньше внутреннего диаметра трубки, имеет место явление утрамбовки отложений, создающее в дальнейшем трудности при удалении плотного слоя отложений.

Для повышения эффективности очистки шарики обычно выполняются из губчатой резины с различной степенью жесткости и диаметром на 1―2 мм больше внутреннего диаметра трубок. Под действием разности давлений на входе и выходе из трубки шарики продавливаются, касаясь стенок всем периметром (рис 11.11, а). Эффективность очистки увеличивается, но существует опасность застревания шариков в трубках.

Рис. 11.11. Шариковая очистка трубок конденсатора паровой турбины.
а― шарики из пористой резины в трубках конденсатора, б― принципиальная схема установки шариковой очистки трубок, в― улавливание шариков в сливном водоводе; 1 — конденсатор, 2— шарикоулавливающее устройство, 3— узел ввода шариков в циркуляцию, 4 — загрузочная камера, 5— насос сортировки шариков, 6— осевой фильтр предочистки, 7— насос промывки фильтров

Резиновые шарики, первоначально помещенные в загрузочную камеру 4, где из них удаляется воздух, вводятся струйным насосом 3 в напорную линию конденсатора 1. Плотность шариков соизмерима с плотностью воды. За счет градиента давления между входной и выходной водяными камерами шарики сжимаются и вместе с потоком воды проходят через трубки, счищая отложения, не имеющие прочного сцепления со стенкой. Частицы отложений уносятся потоком, а шарики улавливаются на выходе решеткой или сеткой 2 и с помощью насоса 5 возвращаются в цикл. Для удаления изношенных шариков и восполнения их количества предусмотрены устройства ввода и вывода шариков 2.

Для защиты контура циркуляции шариков от механических загрязнений на напорном циркуляционном водоводе устанавливается фильтр предварительной очистки циркуляционной воды 6. Внутри фильтра расположено смывное устройство, позволяющее проводить отмывку фильтра без выключения из работы.

Для удаления твердых карбонатных отложений используются шарики с абразивными включениями (поясками). Необходимо отметить, что при очистке трубок из медного сплава корундовыми шариками нарушается защитная оксидная пленка металла, что может привести к разрушению трубок. Кроме шариков со сверхтвердым корундовым абразивом применяются шарики, покрытые пластмассовым гранулятом, занимающие промежуточное положение по воздействию на очищенную поверхность между корундовыми и губчатыми без абразива.

Опасность интенсификации коррозии при разрушении защитной оксидной пленки возникает и в случае применения обычных губчатых шариков, особенно при их повышенной твердости, сильно минерализованной охлаждающей воде и при наличии в ней абразивных примесей.

Для обеспечения эффективности работы системы шариковой очистки необходимо выполнение ряда условий. Так, для обеспечения нормальной циркуляции шариков по замкнутому контуру и увеличения срока их службы необходимо устранение застойных (вихревых) зон и воздушных мешков в водяных камерах конденсатора и сливного циркуляционного водовода, отсутствие деформации входных участков трубок, заусениц и острых кромок.

Для обеспечения равномерного распределения шариков по трубкам оптимальным является направление потока охлаждающей воды во входной камере вертикально вверх— параллельно поверхности трубной доски. Если же ось входного патрубка водовода направлена перпендикулярно к трубной доске, то это может быть причиной не только неравномерного распределения шариков по трубкам, но и эрозионного разрушения концов трубок. В этом случае в месте ввода шариков необходимо устанавливать отбойный щит. При отгораживании листами застойных зон водяных камер не должно быть зазоров между стенками камер и листами. Дренажные отверстия следует защитить со стороны набегающего потока выпуклыми перфорированными листами для предотвращения утечки шариков. На входе в шарикоулавливающие устройства необходимо обеспечить равномерное распределение скоростей (например, с помощью направляющих пластин). Местное увеличение скорости может служить причиной задержки шариков на решетке и даже их продавливания через щели решетки.

Подвод шариков может осуществляться непрерывно, периодически и залпами. При непрерывной очистке система работает вместе с конденсатором, а шарики заменяются по мере их износа. Количество циркулирующих шариков составляет обычно 10―15 % от количества трубок. Шарик обегает контур за 30―40 с, попадая в каждую трубку в среднем через 5 мин. При скорости 2 м/с и общей длине двух ходов конденсаторных трубок 18 м за 10 ч непрерывной циркуляции шарик проходит путь 20 км . Периодически (раз в неделю) происходит сбор, измерение степени износа и замена шариков. Степень износа шариков зависит от материала, из которого они выполнены, и характера загрязнений. Особенно интенсивный износ наблюдается в первые часы работы, затем он стабилизируется и составляет от 0,005 до 0,02 мм/ч. Периодичность замены шариков составляет порядка 400―900 ч непрерывной циркуляции.

При периодической очистке шарики циркулируют по контуру в течение определенного периода времени (например, 2 ч в сутки). При залповой системе шарики проходят через трубную систему один раз, после чего они все собираются в загрузочную камеру до следующего залпа. Для обеспечения такой же частоты прохождения шариков по трубкам требуется загрузка шариков в 4―6 раз большая, чем при непрерывной очистке. Равномерность распределения шариков по трубкам практически не зависит от способа подачи, а определяется в основном равномерностью скорости потока воды в водяной камере, соответствием плотности шариков плотности охлаждающей воды и конструкцией узла ввода шариков в циркуляционный водовод.

Метод очистки водовоздушной смесью заключается в периодической подаче воздуха в воду, охлаждающую работающий конденсатор, что обеспечивает удаление рыхлых илистых и органических отложений, слабо сцепленных со стенкой трубки. Эффект очистки реализуется за счет возникновения дополнительных тангенциальных напряжений в пристенной области и в самих отложениях, флотации воздушными пузырьками дисперсных частиц примесей, уменьшения толщины или возмущения пристенного ламинарного подслоя.

При осуществлении водовоздушной очистки конденсатора необходимо организовать равномерное распределение водовоздушной смеси по всему трубному пучку, определить оптимальные и максимально допустимые расходы воздуха при различных расходах охлаждающей воды.

Равномерность распределения водовоздушной смеси по всем трубкам пучка достигается установкой специальных коллекторов различной конструкции во входной водяной камере или напорном водоводе конденсатора. Равномерность раздачи смеси по пучку зависит от скорости воды в водяной камере. С увеличением скорости воды равномерность распределения смеси повышается.

По данным ряда исследователей оптимальное газосодержание составляет 6―9 % от начального расхода циркуляционной воды. С увеличением газосодержания средний размер пузырей и частота их следования увеличиваются, при этом наблюдается группировка пузырей, приводящая при газосодержании, бόльшем 10 %, к волновому движению смеси в трубе. При увеличении расходов воздуха выше допустимых может происходить скопление воздуха в верхней части сливной водяной камеры и прекращение циркуляции охлаждающей воды через конденсатор.

На рис. 11.15 приведена принципиальная схема водовоздушной очистки вертикальных теплообменных аппаратов. Перед очисткой подогреватель 1 отключается по воде, пару и дренажу задвижками на соответствующих трубопроводах. При этом трубный пучок подогревателя 2 остается заполненным водой. Открывается задвижка 8 на сбросе промывочной воды в дренажный коллектор. Открывается задвижка 5 на подводе сжатого воздуха от общестанционной разводки к подогревателю. После полного выноса воды из аппарата, что контролируется по сливу дренажа, подача воздуха прекращается. Трубная система аппарата вновь наполняется водой через задвижки 3 и 4, и процесс повторяется до тех пор, пока из подогревателя не будет выноситься чистая водовоздушная смесь. Затем производится очистка второй половины трубного пучка путем реверсирования подачи воздуха и слива дренажа. Последнее связано с тем, что при движении воздуха по трубкам аппарата очищается только часть трубок на восходящем ходе. При подаче воздуха в одну из водяных камер подогревателя происходит вытеснение воды из нисходящей части трубного пучка и барботирование пузырьков воздуха через столб воды в восходящей части.

Для проведения эффективной очистки давление воздуха поддерживается на 10―20 кПа больше давления столба воды в трубной системе аппарата. При меньшем давлении не происходит интенсивного барботажа воздуха, а при большом давлении вода быстро выносится из подогревателя, что в обоих случаях значительно снижает эффективность очистки. Промышленное применение водовоздушной очистки на аппаратах ПСВ-500-14-23 Среднеуральской ГРЭС позволило снизить недогрев сетевой воды до температуры насыщения греющего пара на 5―7 °С.

Рис. 11.12. Принципиальная схема водовоздушной очистки вертикального подогревателя.

Усл. обозначения см. текст

Термическая сушка. Этот способ может быть применен для удаления отложений, обладающих способностью к растрескиванию и отслаиванию при высыхании. К открытому люку водяной камеры подсоединяют легкий металлический короб или один конец гибкого рукава (например, изготовленного из брезента), другой конец рукава соединяют с напорным патрубком специально устанавливаемого вентилятора.

Для ускорения и повышения эффективности сушки осуществляется подогрев трубной системы конденсатора или сушильного воздуха. Подогрев воздуха до температуры 50―60 °С может быть осуществлен в калорифере или путем подмешивания горячего воздуха, отобранного после воздухоподогревателя котла. Для подогрева трубок конденсатора при их очистке на работающей турбине должен быть ухудшен вакуум (повышена температура отработавшего пара). На остановленной турбине подогрев может быть осуществлен путем подачи в конденсатор пара от постороннего источника. Может быть также использовано аккумулированная теплота после останова блока.

Нагрев трубок до 50―60 °С можно осуществить и горячей водой, поданной в паровое пространство конденсатора после остановки турбины. После высыхания отложения растрескиваются и отслаиваются от стенок трубок, частично отпадают, частично уносятся с воздухом. Оставшиеся отложения после подключения конденсатора удаляются потоком воды. Продолжительность сушки при применении различных способов подогрева составляет от 4 до 6 ч, а при использовании холодного воздуха продолжительность сушки может достигать 12―24 ч.

Применение термической сушки позволяет обеспечить снижение недогрева воды до температуры насыщения в конденсаторе на величину от 2 до 4 °С.

Наибольший выигрыш во времени получается в результате применения комбинированного способа, при котором одновременно осуществляются ухудшение вакуума и подогрев воздуха.

Вышеприведенные способы достаточно просты, удобны в эксплуатации, не требуют больших трудозатрат. Механический износ трубок отсутствует. Однако в ряде случаев эти способы не обеспечивают полного удаления отложений даже при сушке продолжительностью до 18 ч. Со временем при многократном применении эффект может уменьшаться, что потребует использования других способов очистки. Сушку невозможно выполнять при неисправности арматуры по охлаждающей воде.

Вакуумная термическая сушка позволяет произвести удаление отложений при работе турбины без вскрытия люков конденсатора и в короткий срок. В отключенной и осушенной водяной камере конденсатора создается вакуум более глубокий, чем в паровом пространстве конденсатора работающей турбины, при этом происходят вскипание и выпаривание влаги, содержащейся в отложениях. Конденсация образующегося пара осуществляется в конденсаторе смешивающего типа (рис. 11.10), состоящем из системы тангенциальных сопел 5, расположенных на стенках сливной камеры конденсатора или вблизи отсоса к эжектору и трубопровода технической воды 8, подаваемой на сопла. Образовавшийся конденсат удаляется в сливной водовод 3 с помощью водоструйного насоса 6. Удаление воздуха из смешивающего конденсатора осуществляется по трубопроводу 7 эжектором (используются резервный и основной эжекторы).

Вакуум в системе первоначально создается при дренировании отключенной половины конденсатора с помощью насоса, а затем обеспечивается путем конденсации пара в смешивающем конденсаторе и отсоса неконденсирующихся газов эжектором.

Для успешного выполнения вакуумной сушки необходимо обеспечивать высокую герметичность трубопроводов охлаждающей воды, что достигается установкой шиберных заглушек 4 на подводящем 2 и отводящем водоводе 3. Такой способ позволяет выполнить сушку отключенной половины конденсатора всего за один час. После подключения конденсатора к циркуляционной системе отложения смываются потоком воды.

Рис. 11.13. Установка для вакуумной сушки.
1— конденсатор, 2 — подводящий водовод, 3— сливной водовод, 4— шиберные заглушки, 5— сопловая камера (смешивающий конденсатор), 6 — водоструйный насос, 7 — перемычка диаметром 100 мм

При скоростной промывке в трубках конденсатора в течение 15―20 мин. поддерживается скорость воды около 2,5 м/с, вместо 1,85 м/с при номинальном режиме работы конденсатора. Увеличение скорости воды обеспечивается за счет снижения сопротивления тракта при сливе воды в нижнюю часть градирни (рис. 11.11).

Рис. 11.14. Схема скоростной промывки конденсаторов турбин.
1— центральная насосная станция, 2 — насос, 3— камера переключений, 4— машинный зал, 5— два конденсатора К-12150, 6 — градирня, 7 — «теплый» водосброс

К преимуществам такого вида очистки трубной поверхности конденсатора можно отнести отсутствие необходимости изменения режима работы турбоустановки и получение значительного эффекта при существенном загрязнении трубной системы конденсатора и водоводов. Недостатки метода заключаются в снижении нагрузки соседних турбин из-за увеличения температуры охлаждающей воды и малом эффекте очистки при небольшом загрязнении конденсатора.

Принцип электро-гидроимпульсного метода очистки трубок от накипи основан на том, что при электрическом разряде в жидкости возникают ударные волны, разрушающие отложения. Этот метод эффективен только для твердых накипных отложений.

11.5.3 Замена трубок в теплообменных аппаратах

Уменьшение поверхности теплообмена в аппаратах за счет отглушения дефектных трубок приводит к ухудшению их тепловых и гидродинамических характеристик и оказывает влияние на экономичность работы турбоустановки в целом.

В условиях эксплуатации, как правило, при восстановлении поверхности теплообмена заменяется весь трубный пучок. В этом случае стоимость восстановления не зависит от количества дефектных трубок. Сопоставление затрат, необходимых для восстановления поверхности теплообмена подогревателей, и потерь экономичности турбоустановки при работе с теплообменными аппаратами, имеющими неполную поверхность теплообмена, позволяет определить максимальное количество дефектных трубок, при котором экономически обоснована замена трубного пучка.

При проведении экономических расчетов определяются оптимальные сроки замены трубных систем аппаратов, которые существенно зависят от стоимости топлива и электроэнергии. Значительное влияние может оказать учет остаточной стоимости трубного пучка, а также степень чистоты поверхности теплообмена. Такие расчеты позволяют исключить как необоснованный перерасход топлива, так и преждевременные затраты на ремонт и восстановление поверхности теплообмена аппаратов.

Чаще всего в условиях эксплуатации при количестве дефектных трубок свыше 812 % от общего числа производят полную замену поверхности теплообмена [70, 73].

После принятия решения о замене трубок выполняют необходимые подготовительные работы. Трубную систему при наличии конструктивной возможности вынимают из корпуса, устанавливают горизонтально на ремонтной площадке на специальных деревянных подкладках с распорками по бокам для предотвращения случайного перекатывания. В теплообменных аппаратах с приварными к корпусу трубными досками (конденсатор, ПСГ) замену трубок производят на месте, через вырезанные в корпусе технологические люки. Старые трубки срезают, оставшиеся прямые участки удаляют специальными выколотками. Для облегчения удаления завальцованные концы трубок могут быть обмяты.

Для комплексной механизации работ необходимо подготовить пневмомолотки с набором специальных зубил, изготовленных из стали 15ХМ или другой аналогичной стали для вырубки трубок, выколотки, вальцовки, приспособления для обрезки и зачистки трубок и отверстий в трубных досках.

После снятия с водяных камер крышек трубки и трубные доски очищают от грязи и наносных отложений. Удаление старых трубок может быть выполнено различными способами. Завальцованные концы трубок сминают внутрь с помощью специального зубила-оправки (рис. 11.15), а затем выбивают из трубных досок в обратную сторону.

Рис. 11.15. Зубило-оправка для смятия завальцованных концов трубок

Удаление трубок может производиться и другими способами. Например, при помощи приспособления с выдвижными резцами, вводимого поочередно в трубки, производят обрезку концов трубок вблизи трубной доски, а затем в завальцованные участки трубок ввертывают винтовой домкрат и с его помощью вытягивают трубку из вальцовочного соединения.

Новые трубки перед установкой должны быть соответственно подготовлены, а их сертификаты проверены. Перед установкой трубки должны быть протерты (снаружи— по всей длине и внутри— по концам) чистой тряпкой для очистки от консервирующей смазки и пыли. Необходимо выявить и отбраковать трубки, имеющие внешние дефекты (риски, вмятины, погнутость).

Если для замены выбраны трубки из латунных сплавов, то необходимо их проверить на наличие остаточных напряжений. Для выявления в трубках остаточных напряжений используются методы разрезки колец и аммиачной пробы. При обнаружении трещин и выявлении повышенных внутренних напряжений свыше 19,6 МН/м2 (2 кгс/мм2) трубки должны быть подвергнуты термообработке. Один из вариантов установки для термообработки латунных трубок показан на рис. 11.16. Трубки укладывают в печь плотно одна к другой с полным заполнением всего пространства. В установку подается перегретый пар давлением 0,107 МПа (1,1 кгс/см2) и температурой 400 °С. Контроль нагрева осуществляется с помощью надежно изолированной термопары, расположенной в нижней части выходной камеры. Повышение температуры производится со скоростью 100―120 °С/ч до температуры 300―350 °С. Затем производится выдержка в течение 2 ч, и доступ пара в установку прекращается. После остывания трубки выгружаются, и повторно проверяется наличие внутренних напряжений. При хорошо выполненной термообработке напряжение не должно превышать 5 МН/м2 (0,5 кгс/мм2). После проверки качества термообработки трубки укладывают на деревянные стеллажи вблизи подогревателя.

Рис. 11.16. Установка для термообработки трубок.
1 — подвод пара, 2— манометр, 3, 11— термопары, 4— съемная крышка, 5— входная камера, 6— трубки, 7— корпус, 8— отвод пара, 9— выходная камера, 10— гидрозатвор, 12— отверстия в опорных кольцах для дренирования конденсата

Перед началом установки новых трубок необходимо проверить в трех-четырех местах взаимное расположение отверстий в основных трубных досках и промежуточных перегородках. Проверку смещения отверстий в промежуточных перегородках производят с помощью натянутой стальной струны. Затем замеряют расстояние между наружными поверхностями трубных досок. Для этого в нескольких местах вставляют новые трубки так, чтобы они выступали из трубной доски с одной стороны на 3―4 мм. С другой стороны на таком же расстоянии от доски делают отметки. Трубки вынимают и замеряют их длину до отметок. Во избежание ошибок к полученному наибольшему размеру дается припуск 5 мм , и все трубки отрезают по этому размеру с помощью устройства, оборудованного фрезой или отрезным кругом (рис. 11.17).

Рис. 11.17. Устройство для обрезки трубок.
1— фреза (отрезной круг), 2— редуктор, 3— приводной ремень, 4— двигатель

С помощью приспособления, показанного на рис. 11.18, производят зачистку концов трубок от консервирующей смазки и окисной пленки. Приспособление представляет собой оправку, внутренняя рабочая часть которой выполнена из войлока с насыпанным в него шлиф-порошком. Для зачистки трубок может быть использовано как стационарное приспособление с приводом от электродвигателя, так и переносное.

Рис. 11.18. Приспособление для зачистки концов трубок.
1— привод, 2— конус, 3— оправка, 4— войлок

Зачистку отверстий производят одновременно в основных трубных досках и промежуточных перегородках при помощи оправки с набором стальных ершей из проволочек диаметром 0,2―0,5 мм (рис. 11.19), вращающейся от переносного электро- или пневмопривода. Заводка ершей в отверстия и выемка их должны производиться при вращающейся оправке с ершами для того, чтобы избежать образования продольных рисок, которые могут нарушать герметичность вальцованных соединений.

Рис. 11.19. Приспособления для зачистки отверстий в трубных досках

После зачистки производят выборочную проверку диаметров отверстий трубных досок с помощью калибров. Зазор между вставленной незавальцованной трубкой и отверстием должен, как правило, составлять 0,4 0,05 + 0,12  мм для трубок диаметром от 16 до 25 мм , поэтому при диаметре трубок 16 мм диаметры калибров должны быть соответственно 16,52 и 16,35 мм. Диаметр отверстий считается соответствующим норме, если первый калибр не входит в отверстие, а второй проходит в него. После подготовки отверстий трубных досок приступают к установке в них трубок.

При установке трубок допускается их подача легкими ударами деревянного молотка. Для механизации ремонтных работ может быть применено приспособление, обеспечивающее подачу трубок профильными роликами с электроприводом. Для направления трубки в отверстие на конец ее устанавливается направляющий конус. Установка и вальцевание трубок в отверстиях трубной доски ведутся в направлении снизу вверх. Установку трубок ведут группами по 100―150 шт. После установки партии трубок их выравнивают таким образом, чтобы с одной стороны концы выступали на 2―3 мм от поверхности трубной доски, и затем вальцуют.

После окончания вальцевания с помощью приспособления (рис. 11.20, 11.21) производят подрезку выступающих концов трубок с противоположной стороны у второй трубной доски (трубки должны выступать также на 2―3 мм). После продувки сжатым воздухом со стороны вальцованных соединений для удаления стружки производят вальцевание трубок и с другой стороны.

Рис. 11.20. Приспособление для подрезки трубок.
а― конструкция приспособления, б― втулка; 1― трубка, 2― трубная доска, 3― штифт, 4― фреза, 5― втулка

Рис. 11.21. Торцеватель трубок

Для предотвращения появления окисной пленки и загрязнения зачищенных концов трубок и отверстий в трубных досках необходимо вальцевание производить не позже чем через 6 ч после зачистки.

Процесс вальцевания заключается в том, что трубка, пластически деформированная вальцовкой, сжимается трубной доской, получившей при этом упругую деформацию в вальцованном поясе. Контакт между стенками трубки и отверстием будет тем надежнее, чем больше упругая деформация доски. В случае чрезмерной развальцовки трубки стенки отверстия в трубной доске могут получить пластическую деформацию, и сжатие трубки вследствие этого будет недостаточным.

При недостаточной величине развальцовки трубок упругая деформация трубной доски будет мала, и трубки окажутся недостаточно сжатыми, и, следовательно, не будет обеспечено прочное и герметичное закрепление трубок. Для проверки качества получаемых соединений при вальцевании трубок отсутствует объективный и надежный метод. Качество вальцованного соединения, обеспечивающее его герметичность и прочность, зависит от степени развальцовки, вычисляемой по соотношению (1.5).

Во избежание ослабления или разрушения трубок за счет утонения стенок в местах перехода от вальцуемых участков к невальцуемым надо стремиться к уменьшению величины зазора между трубкой и стенкой отверстия в трубной доске.

Наиболее целесообразным способом вальцевания трубок является применение вальцовок (рис. 11.22) с реверсивным приводом и регулировкой величины крутящего момента в зависимости от необходимой степени развальцовки, что позволяет получить качественное соединение трубок с трубными досками.

Рис. 11.22. Вальцовка с реверсивным приводом.
1— конус, 23— гайка специальная, 4— кольцо, 5— корпус, 6— шарик, 7— сепаратор, 8— ролики

В процессе вальцевания трубки, пока полностью не выбран зазор, раздача ее происходит за счет растягивания материала и крутящий момент возрастает незначительно (участок 1 на рис. 11.23). Когда развальцовываемая трубка дойдет до стенок отверстия трубной доски 2 и дальнейшая развальцовка трубки происходит за счет утонения стенки и вытягивания ее в осевом направлении, происходит резкое увеличение крутящего момента.

Рис. 11.23. Изменение крутящего момента при вальцевании трубки.
По оси абсцисс нанесены величины, входящие в формулу (1.5).

Перед началом вальцевания и в дальнейшем периодически ролики вальцовок смазывают машинным маслом. Не допускается попадание смазки в зазор между трубкой и трубной доской. Для получения высокого качества вальцованных соединений необходимо, чтобы уровень запыленности в производственном помещении был минимальным, воздух сухим и температура его не ниже +5 °С.

11.5.4 Гидравлические испытания трубных систем

В процессе эксплуатации теплообменных аппаратов трубки могут терять свою герметичность, что влечет за собой нежелательное проникновение одного теплоносителя в другой. В пароводяных теплообменных аппаратах вода поступает в паровое пространство, так как давление воды всегда выше давления пара. В маслоохладителях, как правило, давление масла выше давления воды, что приводит к попаданию масла в охлаждающую воду и далее в систему циркуляционного водоснабжения ТЭС.

Для контроля состояния трубных систем конденсаторов и подогревателей сетевой воды измеряется солесодержание конденсата греющего пара. В случае если солесодержание превышает установленное ПТЭ нормативное значение, необходимо выводить аппарат в ремонт.

Для контроля состояния маслоохладителей используются приборы, определяющие присутствие масла в воде.

Для ПНД и ПВД установить факт повреждения трубок можно только при наличии значительных повреждений, если конденсатоотводчик не справляется с возросшим расходом конденсата.

При гидравлических испытаниях отдельных ПНД без останова блока закрывают арматуру на линиях подвода греющего пара, отсоса неконденсирующихся газов, отвода конденсата греющего пара. Подача основного конденсата через трубную систему при этом продолжается. При наличии повреждений уровень конденсата в паровом пространстве подогревателя растет. При скорости подъема уровня выше 1 см/мин подогреватель не допускается к дальнейшей эксплуатации, должен быть отключен и выведен в ремонт. При испытаниях ПНД на остановленном блоке закрывают арматуру на линиях отвода конденсата греющего пара, а давление основного конденсата поднимают до 13―15 кгс/см2. По изменению уровня конденсата в ПНД судят о герметичности его трубной системы.

Рассмотрим способы выявления конкретных мест повреждений трубной системы теплообменных аппаратов ПТУ [73].

Обнаружение мест присоса охлаждающей воды в паровое пространство конденсатора является необходимым условием обеспечения герметичности конденсатора. На работающей турбине отыскание мест протечек может производиться при отключении по охлаждающей воде одной из половин конденсатора; при этом к трубной доске прижимается тонкая пластиковая пленка или наносится слой пены, а в противоположной водяной камере соответствующий участок чем-либо закрывается. Наличие крупных протечек обнаруживается по вдавливанию пленки или засасыванию пены внутрь поврежденных трубок. Для поиска малых протечек на работающей турбине может быть использован старый метод по отклонению пламени свечи, перемещаемой вдоль поверхности трубной доски конденсатора. Этот метод можно применять для любого выведенного в ремонт аппарата, если создать в его паровом пространстве разрежение, подключив к эжектору или вакуумной системе.

На неработающей турбине повреждения в теплообменных аппаратах определяются гидравлическими испытаниями. Паровое пространство конденсатора заливают конденсатом или химически очищенной водой на 0,5 м выше уровня соединения горловины конденсатора с выхлопным патрубком турбины. Для разгрузки опорных пружин перед заполнением конденсатора водой под его корпус устанавливают деревянные брусья. Из водяных камер спускают охлаждающую воду, трубки и трубные доски предварительно осушают сжатым воздухом. Появление капель или течи из вальцованного соединения конкретных трубок указывает, что через эти трубки происходят большие присосы охлаждающей воды.

Для выявления меньших протечек над зеркалом воды создается избыточное давление 50―80 кПа с помощью сжатого воздуха, причем для поддержания этого давления закрываются торцы концевых лабиринтовых уплотнений турбины, задвижки на линиях отсоса паровоздушной смеси из конденсатора и дополнительно закрепляется атмосферный клапан. Может применяться пневматическое испытание конденсатора избыточным давлением без заполнения его водой. Места возможных повреждений обнаруживаются при этом, например, путем покрытия их мыльным раствором, в котором даже при небольших протечках в местах выхода воздуха образуются пузыри.

Для поиска малых протечек используется и люминесцентный метод (см. гл. 9). При применении этого метода также целесообразно создавать в паровом пространстве повышенное давление с помощью сжатого воздуха.

В подогревателях низкого давления с U-образными трубками используется следующий метод поиска протечек. С аппарата снимается верхняя водяная камера, и трубный пучок заполняется водой. Дефектные трубки определяются по вытеканию из них воды. Этим способом выявляются только крупные повреждения в самих трубках. Герметичность вальцованных соединений таким способом определить нельзя. Преимущество этого способа заключается в его простоте, так как не нужно производить разборку фланцевого соединения трубной системы с корпусом подогревателя. Аналогичный метод может быть использован для вертикальных аппаратов с прямыми трубками. В этом случае вместо нижней водяной камеры устанавливается крышка с уплотнительной прокладкой, что позволяет изолировать трубки друг от друга.

Другой способ обнаружения протечек в ПНД заключается в заполнении парового пространства подогревателя водой с подъемом давления от постороннего источника. Заполнение производится от специально врезанной при ремонте линии. Для вытеснения воздуха из корпуса подогревателя в верхней части его врезают воздушник. Для этой цели можно использовать линию подвода отборного пара при условии открытия дренажного вентиля или штуцера манометра. В дефектной трубке или вальцованном соединении появится вода. Возможна также проверка герметичности парового пространства подогревателя сжатым воздухом (от ремонтной разводки) давлением 1,0―1,5 кгс/см2. Для более быстрого выявления поврежденной трубки трубную доску сверху заливают водой с добавлением мыльного раствора. Места повреждений выявляют по появлению воздушных пузырей.

Обнаружить протечки в маслоохладителях можно, сняв крышку верхней водяной камеры, после чего залить трубный пучок водой (при этом задвижки по воде на входе и выходе из маслоохладителя должны быть закрыты) и подать в аппарат масло. Из дефектных трубок появятся капельки масла. Таким образом, выявляется герметичность трубок и вальцованных соединений верхней трубной доски. Если протечки очень малы или нарушена герметичность вальцованных соединений нижней трубной доски, то точно определить место протечек не удается. В этом случае проводят подвальцовку или отглушение ряда трубок, в зоне расположения которых обнаружена масляная пленка. Затем испытания повторяют.

При наличии специального стенда гидравлические испытания трубных пучков можно проводить при бόльшем давлении, чем рабочее давление в корпусе аппарата. Стенд должен быть оборудован линиями подвода и дренирования воды, а также площадками обслуживания.

Обнаруженные при испытании дефектные трубки заглушают конусными пробками, изготовленными из стали. Предварительно у дефектной трубки удаляют колокольчик, образующийся при ее вальцевании, а стальную пробку забивают и прихватывают в трех точках по периметру к трубной доске с помощью сварки.

11.5.5 Испытания теплообменных аппаратов до ремонта и после него

Перед выводом теплообменного аппарата в ремонт необходимо измерить рабочие параметры, т.е. температуру и давление воды на входе в аппарат и выходе из него; расход воды; давление и температуру греющего пара; температуру конденсата греющего пара на выходе из аппарата. Провести гидравлические испытания на герметичность и прочность пробным давлением раздельно корпуса и трубной системы в соответствии с правилами Ростехнадзора.

При приемке из ремонта необходимо провести гидравлическое испытание на герметичность и прочность отдельно трубной системы и корпуса (после сборки фланца и затяжки шпилек) пробным давлением (см. выше). Падение давления, признаки разрывов, течи, слезинки, потения, остаточная деформация не допускаются. Гидравлическое испытание корпуса разрешается не проводить, если он выдержал гидравлическое испытание при сдаче в ремонт, а при ремонте не проводились сварочные и другие работы, связанные с нарушением герметичности и прочности корпуса. Для гидравлического испытаний аппарата должен применяться конденсат пара или вода с температурой 5―40 °С. Измерение давления при гидравлических испытаниях должно производиться двумя поверенными манометрами, один из которых является контрольным. Продолжительность выдержки под пробным давлением, если проводились сварочные работы на корпусе или на трубной системе, должна быть не менее 10 мин, в остальных случаях корпус и трубная система аппарата должны находиться под пробным давлением в течение 5 мин. Затем измеряются рабочие параметры теплообменного аппарата. Измерения необходимо проводить приборами контроля, установленными на аппарате. При отсутствии штатных приборов допускается применять переносные приборы с классом точности не ниже 1,5. Теплотехнические измерения должны проводиться при нормальном уровне конденсата в аппарате и номинальной нагрузке турбины; при изменении этих условий должны быть обеспечены одинаковые установившиеся условия проведения испытаний до и после ремонта.

Аппарат считается годным к эксплуатации, при выполнении следующих условий:

  • если он выдержал гидравлическое испытание;
  • если гидравлическое сопротивление при номинальном массовом расходе воды не превышает указанного в паспорте;
  • если недогрев воды (разность между температурой насыщения пара при давлении его на входе в аппарат и температурой воды на выходе из аппарата) при номинальных параметрах не более чем на 0,5 °С превышает указанные в паспорте значения.

11.6 Особенности ремонта различных теплообменных аппаратов

Конденсаторы

1. Снятие, ремонт, установка крышек водяных камер конденсаторов и лючков.

Открепить и снять крышки конденсатора, лючков, прокладки. Зачистить уплотнительную поверхность крышек и фланцев. Установить новые уплотняющие прокладки на фланец. Установить на место крышки конденсатора, лючков. Затянуть гайки с последующей подтяжкой после гидроиспытания.

2. Очистка водяного пространства.

Очистить трубные доски и водяные камеры от мусора и отложений. Провести очистку водяных камер и трубных досок. Промыть водой.

3. Проверка герметичности конденсатора и вакуумной системы.

Установить жесткие опоры под конденсатор, открыть лючки, заполнить паровое пространство конденсатом до горизонтального разъема ЦНД. Осмотреть трубные доски, обнаруженные протечки устранить подвальцовкой или отглушением поврежденных трубок. Проверить герметичность прилегания фланца горизонтального разъема ЦНД, фланцевых соединений воздушных линий, компенсатора сальникового типа между турбиной и конденсатором, концевых лабиринтовых уплотнений ЦНД, выхлопного атмосферного клапана, а также других соединений, работающих под вакуумом.

Слить конденсат, закрыть лючки, заполнить водяное пространство конденсатора водой, проверить герметичность фланцевых разъемов крышек, устранить протечки и убрать жесткие опоры.

Подогреватели низкого давления

1. Разборка.

Разболтить фланцевые соединения трубопроводов конденсата и пара, водяной камеры и корпуса. Приподнять водяную камеру вместе с трубной системой. Очистить фланцы патрубков водяной камеры и установить заглушки на них. Установить заглушки на фланцы трубопроводов отвода и подвода основного конденсата. Соединить водяную камеру с трубной доской. Вывести из корпуса подогревателя трубную систему в сборе с водяной камерой и установить ее на стенд. При отсутствии стенда привести трубную систему в горизонтальное положение и установить на ремонтной площадке.

2. Ремонт.

Залить водяную камеру конденсатом и испытать трубную систему. Выявить дефектные места. Слить конденсат. Осмотреть трубную систему и внутреннюю поверхность корпуса на выявление дефектов сварных швов каркаса, перегородок, пароотбойного щита и корпуса. Дефекты в сварных швах выбрать и заварить. Изношенные поверхности зачистить и приварить накладки. Произвести гидравлическое испытание трубной системы.

3. Сборка.

Снять заглушки, установить водяную камеру в сборе с трубной системой на фланец корпуса и затянуть крепеж разъема фланцевого соединения корпуса подогревателя. Заполнить подогреватель конденсатом, и провести гидравлические испытания. Слить конденсат из подогревателя. Произвести сборку всех фланцевых соединений трубопроводов, примыкающих к корпусу подогревателя.

Подогреватели высокого давления

1. Разборка

Установить заглушку, снять верхнее кольцо, удалить сальниковую набивку и очистить поверхность сальниковой камеры пароподводящей трубы. Отсоединить препятствующие снятию корпуса ПВД трубопроводы, импульсные трубки и водоуказательный прибор. Разобрать фланцевые соединения корпуса подогревателя. Удалить сварной шов мембран. Застропить, снять и установить корпус подогревателя на ремонтную площадку.

2. Ремонт трубной системы.

Произвести внешний осмотр и гидравлические испытания трубной системы. Определить дефектные змеевики. Произвести внешний осмотр охладителя дренажа, проверить герметичность охладителя дренажа путем заполнения его конденсатом. Зачистить дефектные места и заварить электросваркой. Проверить трубу отсоса воздуха. Заменить изношенные участки и подварить дефектные места. Проверить состояние отбойных щитков и устранить обнаруженные дефекты.

3. Ремонт и сборка фланцевого соединения корпуса ПВД.

Зачистить кромки мембраны под сварку. Установить корпус подогревателя на фланец трубной системы. Установить необходимое количество шпилек для обеспечения прилегания кромок мембран без зазора. Проверить совпадение кромок мембран. Заварить наружный шов мембран, зачистить его от шлака. Установить и затянуть крепеж.

4. Сборка.

Набить сальниковую камеру пароподводящей трубы, установить верхнее кольцо. Снять заглушку с фланца трубопровода греющего пара. Установить и затянуть крепление фланцев, колена трубопровода греющего пара. Присоединить к штуцерам корпуса подогревателя трубопроводы и импульсные трубки. Установить водоуказательный прибор.

5. Гидравлическое испытание корпуса ПВД.

Подготовить к гидравлическому испытанию и провести гидравлическое испытание корпуса ПВД с устранением выявленных дефектов.

Деаэраторы

1. Разборка и снятие колонки деаэратора.

Снять изоляцию, разболтить фланцевые соединения трубопроводов горячего и холодного конденсата. Установить заглушки на все трубопроводы деаэраторной колонки. Разболтить разъем деаэраторной колонки или разрезать по монтажному кольцу. Снять деаэраторную колонку и перекантовать ее.

2. Выемка тарелок (решеток) из деаэраторной колонки. Очистка внутренних поверхностей деаэратора

Развинтить крепеж тарелок (решеток) или срезать резаком и вынуть их из корпуса деаэраторной колонки. Разобрать и снять трубы горячего конденсата или барботажные устройства. Снять лючки на деаэраторном баке. Очистить внутренние поверхности деаэраторного бака, колонки, тарелки от накипи и шлака металлическими щетками. Очищенные места промыть водой. Зачистить места газовой резки, сварные швы и околошовные зоны сварных швов. Произвести ремонт крепежа деаэратора.

3. Сборка и установка деаэраторной колонки.

Установить и закрепить в деаэраторной колонке тарелки, трубы горячего конденсата или барботажные устройства. Перекантовать деаэраторную колонку в рабочее положение и установить на место. Приварить деаэраторную колонку по монтажному кольцу. Установить крепеж фланцевых соединений деаэратора и затянуть. Нанести изоляцию на деаэраторную колонку по монтажному кольцу.

4. Гидравлическое испытание и закрытие деаэратора.

Разъединить фланцы трубопроводов, установить заглушки на трубопроводах, примыкающих к деаэратору. Присоединить гидропресс. Заполнить деаэратор водой. Создать необходимое давление в корпусе деаэратора. Снять заглушки и соединить фланцы трубопроводов деаэратора. Устранить выявленные дефекты деаэратора.

Горизонтальные подогреватели сетевой воды

1. Снятие крышек входной и поворотной водяных камер.

Разболтить фланцы разъема крышки водяной камеры подогревателя, отвернуть гайки анкерных связей, ввернуть отжимные болты, настроить такелаж и снять крышку.

2. Ремонт водяной камеры и крышки.

Очистить внутренние поверхности водяной камеры и крышки стальными щетками, зачистить уплотнительные поверхности фланцев разъема крышки с водяной камерой. Отремонтировать перегородки. Изготовить прокладки и нанести на них графит. Прогнать резьбу крепежа, смазать резьбу графитовой эмульсией.

3. Гидравлические испытания корпуса.

Разъединить фланцы трубопроводов подвода пара и слива конденсата. Установить заглушки, подсоединить гидропресс. Заполнить паровое пространство подогревателя водой, создать необходимое избыточное давление. Осмотреть трубные доски, выявить и устранить дефекты вальцованных соединений, слить воду. Снять заглушки, соединить фланцы трубопроводов пара и конденсата.

4. Установка крышки водяной камеры.

Настроить такелаж, поднять и установить крышку на водяную камеру. Сболтить разъем, установить анкерные связи.

5. Проверка и ремонт водоуказательных приборов.

Отвернуть болты фланцев, снять и разобрать водоуказательную колонку. Разобрать клапаны, промаркировать и промыть детали. Притереть уплотнительные поверхности кранов и плоскости прилегания стекла к раме. Набить пазы уплотнителем. Собрать колонку и закрепить.

6. Ремонт конденсатосборника.

Вскрыть смотровой люк. Очистить конденсатосборник. Отремонтировать сепарирующие устройства. Закрыть смотровой люк.

11.7 Контрольные вопросы

  1. Каковы наиболее распространенные последствия отказов теплообменных аппара-тов ПТУ и ГТУ ?
  2. Что такое ремонт и чем он отличается от технического обслуживания?
  3. Назовите основные виды ремонта.
  4. Каковы две основные стратегии ремонта, реализуемые в настоящее время, и чем они отличаются друг от друга?
  5. Какие типовые работы включает в себя ремонт аппаратов?
  6. Как производится удаление отложений с наружной стороны поверхности тепло-обмена аппаратов?
  7. Как производится удаление отложений с внутренней стороны поверхности тепло-обмена аппаратов?
  8. Каковы достоинства и недостатки химического способа удаления загрязнений?
  9. В чем заключаются преимущества непрерывной очистки аппаратов в процессе эксплуатации?
  10. Как производится водовоздушная очистка вертикальных аппаратов?
  11. Чем вакуумная сушка конденсаторов отличается от термической?
  12. При каких условиях производится полная замена трубок поверхности теплообмена аппаратов?
  13. Для чего нужна термообработка трубок?
  14. Что должны выявить гидравлические испытания аппаратов?
  15. Каким документом регламентируется величина давления, которым производится гидравлическое испытание теплообменного аппарата?