Модернизация пароводяных подогревателей ПП

Директор по тех. политике     Валиулин С.Н.
Главный конструктор            Бурдастов Н.Н.

Подогреватели пароводяные систем теплоснабжения серии ПП по ГОСТ 28679 и ОСТ 108.271.165-76 можно встретить в каждой паровой котельной. Широкое распространение эти аппараты получили вследствие дешевизны, простоты, малой требовательности к качеству нагреваемой воды. Благодаря большому внутреннему объему и свободной компоновке трубного пучка эти теплообменники прощают некоторые ошибки проектировщиков. Например, они достаточно успешно могут эксплуатироваться без регуляторов уровня.

В то же время ряд конструктивных особенностей, оправданных во времена разработки этих аппаратов, и определяющих существенные недостатки подогревателей ПП, на наш взгляд, должны быть критически проанализированы.

1. ОСТ 108.271.165-76 предусматривает в аппаратах ПП применение трубных систем с трубками ДКРХМ 16×1 ЛО70-1 ГОСТ 21646-76, либо Л-68 ГОСТ 21646-76 и ГОСТ 494-76.

При этом трубные решетки изготавливаются из углеродистых сталей по правилам ПБ03-576-03. С точки зрения технологичности и надежности вальцованных соединений в момент приемочных испытаний эти конструкции удовлетворительны.

Однако во время эксплуатации разнородные металлы в месте вальцовки в присутствии воды, являющейся электролитом, образуют электрохимические коррозионные пары. Результатом этого является разрушение материала трубок, называемое обесцинкиванием или коррозионным растрескиванием. Поврежденные трубки не поддаются ремонту. Попытки подвальцовки дают кратковременный результат или оказываются бесполезными.

Скорость коррозионного разрушения концов трубок сильно зависит от качества подготовки воды. Так деаэрированная и химподготовленная вода обеспечивает ресурс вальцованных соединений 12…15 лет. Однако сетевая вода, в соответствии с очень не жесткими требованиями Сан-ПиН 2.1.4.559 96 проходит слабую химподготовку, либо не проходит ее вообще. В результате срок жизни трубок может составить 5…7 лет.

Данный эффект распространяется не только на вальцованные соединения трубок. Мы встречали примеры электрокоррозионного разрушения трубок в местах контакта со стальными трубными перегородками и узлами крепления пароотбойников.

2. Важными элементами, обеспечивающими безаварийную работу подогревателей ПП, являются паро-влагоотбойные перфорированные листы, установленные над теплообменными трубками в местах подвода пара. В подогревателях ПП по ОСТ 108.271.165-76 и ГОСТ 28679 паро-влагоотбойные листы крепятся непосредственно к теплообменным трубкам с помощью прижимных пластинок и болтового соединения.  При этом
   • ударная и вибрационная нагрузка, воспринимаемая паро-влагоотбойниками, передается на теплообменные трубки, которые на это не рассчитаны. В известных методах расчета пароводяных бойлеров вообще нет раздела учета нагрузки от ударновибрационной нагрузки, передаваемой с паро-влагоотбойников.
   • крепление с помощью прижимных пластин не обеспечивает надежной фиксации паро-влагоотбойников. По мере эксплуатации эти элементы смещаются со своего штатного места, оставляя беззащитными трубки теплообменников.

Практика показывает, что это конструктивное решение является не удачным. В результате трубки при подаче влажного пара не выдерживают нагрузки и ломаются, теряют плотность и прочность вальцованные соединения.

3. Трубные пучки по ОСТ 108.271.165-76 и ГОСТ 28679 имеют всего по две полуперегородки. Безопорные участки теплообменных труб при этом составляют 1,0…2,0 метра.

Практика показывает, что жесткости таких безопорных участков недостаточно. Трубки имеют очень низкую собственную частоту колебаний. В результате трубки при вибрационных нагрузках и гидроударах ломаются, теряют плотность крепления, провисают. Ситуация эта часто усугубляется тем, что перегородки из-за ненадежного зажимного крепления часто смещаются, оставляя безопорными участки более 2,0 метров.

4. Провисание трубок опасно не только тем, что при этом формируются недопустимые напряжения трубок в местах вальцовки, но и тем обстоятельством, что при механической очистке трубок твердыми шарошками или сверлами возможны сквозные повреждения трубок.
5. Передние трубные решетки трубных пучков по ОСТ 108.271.165-76 и ГОСТ 28679 не имеют центрирующих элементов кроме неглубоких проточек под прокладки по периферии. В результате затруднен монтаж пучков в корпусах, а при демонтаже пучков легкое осевое смещение приводит к падению пучка внутри корпуса и удару трубок о корпус, что часто сопровождается их повреждением.

На основе данного критического анализа нами предложен вариант модернизации трубных пучков подогревателей серии ПП в соответствии с вновь разработанным ТУ 4933-007-58660970-2009.

Модернизированные пучки имеют посадочные и присоединительные размеры по ОСТ 108.271.165-76 и ГОСТ 28679. Теплогидравлические характеристики базовых вариантов модернизированных пучков так же соответствуют указанным нормативным документам.

В конструкцию пучков внесены следующие изменения:

1. Для базового варианта трубных пучков в качестве материала для труб, трубных решеток и других конструктивных элементов применена коррозионностойкая сталь 12Х18Н10Т (AISI 321). Это позволило исключить электрохимическую коррозию в элементах новых пучков, увеличить их прочность на 25 %, уменьшить скорость образования накипных отложений. Расчетный ресурс новых трубных пучков составляет 25 лет. Опыт эксплуатации новых трубных пучков в течение 7 лет подтверждает расчетную динамику изменения прочностных, структурных и других изменений, заложенных в расчет при оценке ресурса.
2. Для защиты трубок трубного пучка от динамического воздействия влажного пара в районе подводящего парового патрубка над трубками установлен перфорированный лист из стали 12Х18Н10Т толщиной 3 мм. (Рис.1) Лист закреплен методом сварки непосредственно на передней трубной решетке.

Опыт эксплуатации показал чрезвычайную эффективность такой защиты. Так годичная эксплуатация модернизированного пучка ПП1-6-1,0-II-и при подаче в подогреватель скоростного потока пароводяной смеси со степенью сухости х=0,4…0,7 показала 100% сохранность трубок, их плотности и прочности несмотря на очень мощное динамическое воздействие, о чем при осмотре говорил пяти-миллиметровый прогиб защитного листа.

3. Для увеличения жесткости трубного пучка и повышения частоты собственных колебаний трубок в модернизированном пучке установлены четыре полуперегородки из нержавеющей стали толщиной 3 мм. (Рис.1)

В результате, с учетом замены материала увеличена поперечная жесткость трубок, и амплитуды колебаний от различных динамических нагрузок уменьшены в 4 раза.

Для обеспечения надежности и прочности крепление перегородок выполнено при помощи дополнительно установленных технологических трубок методом сварки. Провисание либо искривление трубок после 7 лет эксплуатации не зафиксировано.

4. Для удобства центрирования трубного пучка в корпусе, а также безопасного демонтажа на передней трубной решетке установлены центрирующие кронштейны-опоры и центрирующая шпилька. (Рис.2)

С целью удобства монтажа и демонтажа трубного пучка, исключения “закусывания” трубного пучка в корпусе и повреждения перегородок, в нижней части трубного пучка установлена опора скольжения. (Рис.3)


Рис. 1. 1 – Доска трубная неподвижная, 2 – Доска трубная подвижная, 3 – Перегородка, 4 – Трубка теплообменная, 5 – Отбойник.



Рис. 2.



Рис. 3.

5. Предусмотрены два варианта исполнения теплообменных труб: с гладкой поверхностью и профилированные кольцевыми плавноочерченными выступами.

Профилированные теплообменные трубы обеспечивают при эксплуатации в 1,5…2.0 раза замедленный темп образования слоя загрязняющих отложений и увеличенный на 20…25% коэффициент теплопередачи, что соответственно гарантирует увеличенную и стабильную теплопроизводительность подогревателей ПП ТУ 4933-007-58960970-2009 в течение отопительного периода.

6. Для удаления накипных и иных отложений с поверхности теплообменных труб используются следующие виды очистки:
   • химочистка
   • механическая очистка щетками-шарошками
   • механическая очистка высверливанием

Химочистка производится растворами кислот, коррозийно безопасных по отношению к аустенитным нержавеющим сталям, например, растворам азотной кислоты. Основные требования к техпроцессу химической очистки приведены в руководстве по эксплуатации подогревателей ПП по ТУ 4933-007-58960970-2009.
Очистка щетками-шарошками производится в случаях значительного загрязнения внутренней поверхности трубок отложениями средней твердости.
Щетки-шарошки (Рис. 4) опционально поставляются ООО “Гидротермаль”. Для удобства работы щетками-шарошками они при помощи резьбового соединения крепятся к шомполу длиной 2…3 м. Шомпол с шарошкой приводится во вращение ручной электродрелью со скоростью 600…1200 об/мин. Стойкость шарошек и эффективность очистки выше при подаче в очищаемую трубку небольшого количества воды.
Механическая очистка высверливанием применяется в случаях с очень значительным загрязнением трубок теплообменника твердыми отложениями. Отметим, что для пароводяных подогревателей эта ситуация не редкость и связана она с высокой температурой пара, которая инициирует накипеообразование с участием солей сильных кислот, отличающихся высокой твердостью и химической стойкостью.
Высверливание целесообразно производить сверлами диаметром 13,0…13,5 мм с закругленными краями режущих кромок (Рис. 5). Хвостовик сверла целесообразно проточить на диаметр 8…9 мм и методом сварки или пайки медьсодержащими сплавами (КМЦ 3-1; МНЖКТ 5-1-0,2-0,2; и др.) соединить с шомполом диаметром 6…9мм.
Трубки подогревателей ПП по ТУ 4933-007-58960970-2009 в течение всего срока эксплуатации сохраняют прямолинейность, а металл трубок высокую твердость. В связи с этим поверхность трубок при высверливании не повреждается в отличие от стандартных аппаратов по ГОСТ 28679 и ост 108.271.165-76.

Таким образом, модернизационные мероприятия позволили значительно улучшить большинство важных эксплуатационных показателей известных подогревателей ПП, в т.ч.

• ресурс увеличен в 1,5…2,0 раза
• теплопроизводительность увеличена на 20…25%
• ремонтно-эксплуатационные затраты уменьшены в 1,5…2,0 раза.

Рис. 4

Рис. 5

Сверло в штоке

Директор по тех. политике     Валиулин С.Н.
Главный конструктор            Бурдастов Н.Н.

1. Когенерация и её приемущества.

Когенерация – комбинированная выработка электроэнергии и теплоты в электрогенераторных установках с ДВС. Понятие когенерации используется  в настоящее время, чаще всего, по отношению к теплоэлектростанциям (ТЭС) небольшой мощности (до десятков мегаватт), работающим на локальные сети.

Идея когенерации не является новой. Основные теоретические вопросы и технические решения были разработаны в прошлом веке в СССР и за рубежом (работы профессора А.Г. Курзона, профессора  П.И. Бажана и др.). Практическая реализация разработок в нашей стране задержалась в связи с особенностями государственной политики в области энергетики, основанной на идее создания энергетической системы на базе крупных энергетических объектов, главным образом, мощных ТЭЦ. Считалось, что такая система будет обеспечивать минимум себестоимости выработки электричества и теплоты, обладать очень высокой надежностью и управляемостью.

В действительности в нынешних экономических условиях в необходимой мере не проявляется ни одно из указанных преимуществ.

Не вдаваясь в подробный анализ причин этого, тем более, что мнения специалистов сильно расходятся, отметим только,  что по параметру эффективности использования топлива крупные паротурбинные ТЭЦ, работающие по теплофикационному циклу, далеко не идеал.

Потери при трансформации теплоты и передаче энергии наблюдается на каждом шаге технологической цепочки, начиная с производства работы на базе  парового цикла Рэнкина. Эффективный КПД этого цикла на 8-4% ниже эффективного КПД поршневых и газотрубных машин, что связано с термодинамическими особенностями циклов и параметрами процессов при современном уровне развития технологий.

Кроме этого, значительными эксэргетическими потерями сопровождается нагрев сетевой воды ТЭЦ паром из промежуточных отборов турбин.

Совершенно недопустимые потери сопровождают передачу теплоты к потребителям через плохо изолированные, сильно разветвленные, несбалансированные тепловые сети.

Есть и другие отрицательно сказывающиеся на работе ТЭЦ факторы:
- нарушение температурных режимов по сетевой воде;
- нарушение температурных режимов выработки тепла и электроэнергии;
- потери теплоносителей с утечками и продувками и др.

В то же время констатируется – альтернативы крупным ТЭЦ как основе теплоэнергетики России пока нет. Слишком велика доля их мощности, слишком сильно они интегрированы в энергетическую и экономическую системы, слишком велики их основные фонды.

Тогда для чего нужны мини-ТЭС с их системами когенерации?

Мини-ТЭС нужны крупным городам.

Во всех без исключения крупных городах сейчас наблюдается бурный рост жилого и офисного строительства. Так в Москве ежегодно вводится свыше 3 млн. кв. метров жилой площади. Возводятся корпуса и запускаются новые предприятия. Строительство идет не только в свободных пригородных зонах, но и в центре. В связи с  дороговизной земли плотно встают многоэтажки вместо старых низких построек. Соответственно многократно возрастает электро -  и теплопотребление. Получить технические условия на подключение к сетям чрезвычайно сложно. По некоторым данным удовлетворяются менее 10 % заявок.

Увеличить генерирующие мощности на городских ТЭЦ сейчас практически невозможно. На пределе работают транслирующие системы.

То же относится к теплосетям  с той разницей, что районные котельные позволяют несколько снизить остроту ситуации. На окраинах и за городом сложности те же, но добавляется организационная и финансовая проблема строительства протяженных тепло- и кабельных трасс.

Автономные мини ТЭС на базе газопоршневых и даже дизельных силовых установок позволяют кардинально решить указанные проблемы. При этом владельцы или потребители энергии мини-ТЭС имеют следующие преимущества:
- автономность (отсутствие организационной и технической зависимости от централизованных сетей),
- пониженная в разы стоимость выработки тепла и электроэнергии, малые потери при транспортировке тепловой и электрической энергии,
- высокое качество электроэнергии и теплоснабжения,
- возможность продажи тепла  и электроэнергии сторонним потребителям и получение дополнительной прибыли.

Удельные капитальные затраты при строительстве мини-ТЭС, вопреки существующему ранее мнению, ниже, чем при строительстве крупных ТЭЦ. Так создание мини-ТЭС на базе быстроходных газопоршневых машин зарубежной постройки (Caterpillar, Cummins, Perkins…) обходится в среднем около 30 000 руб/кВт, а для примера, удельная стоимость Сочинской ТЭЦ (2004г.) составила примерно 74 000 руб/кВт. Объясняется это пониженными затратами при возведении зданий из теплоизолированных панелей, или использовании контейнеров, облегченным монтажом энергоблоков повышенной готовности, значительным упрощением проблем с землеотведением, водой, экологией и др. При использовании отечественных газопоршневых генераторов реальной является удельная стоимость строительства ТЭС 22-26 тыс. руб/кВт.

Мини-ТЭС нужны небольшим и отдаленным поселкам.

Возрождение и создание новых производств в отдаленных районах  России, так же как обеспечение нормальных условий для проживания людей, невозможно без экономичного, стабильного и качественного теплоэлектроснабжения. Мини-ТЭС в полной мере проявляют свои положительные качества при эксплуатации в окраинных районах европейской части России, в Сибири и на Дальнем Востоке. Наибольший экономический эффект достигается в зонах с увеличенной продолжительностью отопительного периода и стабильным потреблением электроэнергии на бытовые и технологические нужды. Это могут быть поселки и предприятия в местах добычи полезных ископаемых, отдаленные сельскохозяйственные предприятия: масло- и молокозаводы, птицефермы, предприятия по выращиванию мясных пород скота, цветоводческие хозяйства и т.п.

В этих случаях пониженная  в 3-5 раз, в сравнении с покупной, стоимость энергии обеспечивает значительное снижение себестоимости продукции и способствует повышению ее конкурентоспособности.

Мини-ТЭС нужны новым торговым, оптово-розничным комплексам, логистическим центрам в пригородных зонах, новым промышленным предприятиям, отдаленным домам отдыха, городским больницам и родильным домам.

Стоимость строительства собственной мини-ТЭС во многих случаях оказывается дешевле платы за технологическое подключение (напряжение 0,4; 1,0 кВ). Для примера, в Москве, Санкт Петербурге, Н. Новгороде и других крупных городах в настоящее время стоимость подключения составляет от 10 до 100 тыс. руб/кВт.

Мини-ТЭС нужны централизованным электросетям и теплосетям.

Как это не покажется странным, но мини-ТЭС в России не альтернатива, а, скорее, объективно необходимое дополнение к централизованной системе ТЭЦ.

При нынешнем уровне износа основного оборудования крупных ТЭЦ и значительных затратах на поддержание его в рабочем состоянии, необходимое увеличение генерирующих мощностей на имеющихся ТЭЦ практически невозможно. Вновь вводимые централизованные мощности ЕЭС не покрывают роста потребления, хотя затраты на строительство, по опубликованным данным – огромны.

По мнению большинства специалистов, острота проблемы может быть полностью снята введением в строй необходимого количества мини-ТЭС с возможностью отдачи электроэнергии в централизованные сети.

Как показала практика, никаких принципиальных сложностей кроме наличия желания принять такую «чужую» электроэнергию со стороны сетей нет.

При этом понизится нагрузка на все элементы единых сетей, появится возможность маневра, повысится надежность системы в целом.

С учетом низкой стоимости электроэнергии мини-ТЭС (?60 коп/кВт-ч против ?2 руб/кВт-ч), единые сети могут покупать эту электроэнергию и перепродавать с выгодой. Необходимая нормативная база может быть для этого доработана.
То же относится и к тепловой энергии, которую могут покупать теплосети.

2.Состав оборудования мини-ТЭС.

Основными элементами когенерационных систем мини-ТЭС являются:
-блок генерации электроэнергии в составе теплового двигателя, электрогенератора и щита автоматического управления и контроля.

В качестве двигателя может использоваться газопоршневой ДВС, газодизельный ДВС, дизель, газовая турбина.
- блок утилизации теплоты в составе котла-утилизатора, утилизационного жидкостного теплообменника, гидравлической и газовой системы трубопроводов с арматурой, электроприводами, датчиками и предохранительными устройствами, системы автоматического управления и контроля.

Блоки генерации электроэнергии и утилизации теплоты монтируются на своих фундаментных рамах и поставляются, как правило, в виде, подготовленном к монтажу на рабочем месте.

Элементы мини-ТЭС могут монтироваться в капитальных зданиях без специальных фундаментов под оборудование, в легких легкосборных конструкциях на основе теплоизолированных плит, в контейнерах стандартного исполнения, либо специально спроектированных и т.п. Высокая степень готовности поступающих на монтаж элементов позволяет возводить мини-ТЭС в очень сжатые сроки – до 2-3 месяцев.

Главным, самым дорогим, самым ответственным и самым капризным является блок генерации электроэнергии, а в нем – двигатель.

Стоимость двигателя составляет до половины стоимости всей ТЭС.

Поскольку одно из главных требований к мини-ТЭС это компактность, то в качестве двигателей, в подавляющем большинстве, используются быстроходные ДВС со средней скоростью поршня 8-11 м/с и частотой вращения вала 1000-1500 об/мин.

Отечественная промышленность производит ограниченный ряд двигателей этого класса, особенно предназначенных для работы на газовом топливе.

Тем не менее, с учетом Российских предприятий, изготавливающих двигатели по лицензии ведущих зарубежных фирм, типоразмерный ряд, представленный нашими заводами в значительной мере удовлетворяет требованиям заказчиков.

Среди ведущих отечественных производителей ОАО «РУМО», г.Н.Новгород. Продукция:  генераторные установки с двигателями Г68Д, Г98Д, Г68М, Г98М, (6ЧН 36/45), 8Г22Г1 (8ЧН 22/28), 6ЧН 32/40.

ОАО «Коломенский завод», г. Коломна.
Продукция: генераторные установки и двигатели 4ЧН 26/26, 8ЧН 26/26, 12ЧН 26/26, дизели и газодизели в широком ряде модификаций.

ОАО «Пензадизельмаш» г. Пенза.
Продукция: дизель 1-ПД 4А.

ОАО «Брянский машиностроительный завод» г. Брянск.
Продукция: малооборотные дизели 6ДКРН 26/98. 8ДКРН 26/98. 8-6 ДКРН 35/105, 8-6 ДКРН 42/136, 8-6 ДКРН 60/160, 12 ДКРН 60/160.

ОАО «Волжский дизель имени Маминых» г. Балаково, генераторы на базе газового двигателя 6ЧН 21/21.

ОАО «Барнаултрансмаш» г. Барнаул.
Продукция: генераторы с газовыми двигателями  6Н 15/18, 12 Н 15/18, 12ЧН 15/18.

ОАО «Ярославский моторный завод».
Продукция: дизельные и газовые двигатели ЯМЗ-236 (6ЧН 13/14), ЯМЗ-238 (8ЧН 13/14), ЯМЗ-754, ЯМЗ-240 (12ЧН 13/14), ЯМЗ-8401.10/850.10 (12ЧН 14/14).

ОАО «Звезда-Энергетика» г. Санкт Петербург.
Продукция: газопоршневые генераторы с двигателями 6 ГЧН 15,9/15,9, 16 ГЧН 15,9/15,9, 16 ГЧН 18/20 и другие.

Более подробно с этим вопросом можно ознакомиться в отчете «Энергетические газотурбинные установки и энергетические установки на базе газопоршневых и дизельных двухтопливных двигателей» М.: Некоммерческое партнерство «Российское теплоснабжение» 2004, С104.

Зарубежные производители предлагают очень широкую гамму быстроходных двигателей.

В первую очередь это Caterpillar, Cummins, Perkins, Jenbacher, Ford, Deutz, MTU, Wartsila, Volvo, Waukesha и др. Эти и другие фирмы формируют ряд двигателей на мощности от десятков кВт до десятков мВт. Конструктивное качество и качество сборки у представленных машин стабильно высокое.

При наличии широкого ряда отечественных и зарубежных двигателей встает естественный вопрос выбора. Какой является лучшим?

При такой постановке однозначного ответа нет. Всегда нужно учитывать, какая характеристика нас интересует в первую очередь, или какой суммирующий параметр оптимизации мы хотим использовать.

Так одним из главных эксплуатационных  показателей является удельный расход топлива и масла

По расходу топлива отечественные машины если и уступают зарубежным, то незначительно. Новые газовые двигатели Г98М, 8Г22Г1 ОАО «РУМО» практически сравнялись с лучшими зарубежными. По расходу масла отечественные машины уступают иностранным. Но поскольку наши двигатели используют недорогие отечественные масла (М10Г2, М10Г2С, М14В2С, М14В2С, М14Г2, и др.), эксплутационные расходы, связанные с заменой масел различаются не сильно.

Очень важная характеристика – ресурс двигателя.
Заметим, что здесь нет единой базы оценки. Ресурс, каких элементов? Отечественные производители чаще под ремонтом подразумевают восстановление функциональных возможностей работающих деталей и узлов. Для зарубежных ремонт – это замена сборочных единиц целиком. В связи с этим, заявляемые инофирмами ресурсы в 200 000, 300 000 и, ресурсы до капитального ремонта отечественных машин – 60 000, 80 000 часов величины одного порядка. Так дизельные и газовые двигатели ОАО «РУМО» работают на генераторную нагрузку при обеспечении штатных графиков ТО и ремонтов по 30-40 лет и это тоже не предел.

Массогабаритные характеристики практически всех быстроходных зарубежных двигателей лучше, чем у отечественных. Однако это объясняется тем, что большинство отечественных машин имеют пониженную быстроходность. Так, двигатели «Коломенского завода» имеют среднюю скорость поршня 8,7 м/с, двигатели Г98 ОАО «РУМО» – 7,5 м/с. Само по себе это не плохо – понижается механическая и тепловая напряженность, снижаются скорости износов, вибрация, обеспечиваются повышенные запасы прочности. В целом повышается устойчивость двигателя к нарушениям режимов эксплуатации, что для Российских условий не лишнее.

Важной характеристикой генераторной установки является возможность приема скачка нагрузки. Следует отметить, что газовые двигатели принимают нагрузку вообще хуже, чем дизельные. Эксплуатирующие механики воспринимают это как капризность газопоршневых машин.

Зарубежные высоконапряженные машины допускают скачки мощности не более 10%, менее напряженные Российские – до 20%.

Большое значение для эффективной эксплуатации генераторной установки имеет организация технического обслуживания и ремонтов. Разные производители и поставщики предлагают разнообразные условия и сроки исполнения этих процедур. В целом, чем мощнее производитель, тем эффективнее работа с ним. Однако, по данным специалистов, прошедших длительный путь этих отношений, заявляемые 48-часовые, или подобные сроки замены вышедших из строя деталей или узлов специалистами обслуживающих фирм не соблюдаются.

Реальные сроки восстановления работоспособности зарубежных и отечественных машин при серьезных отказах – 10 и более суток. Это необходимо учитывать при формировании резервных мощностей и схем ТЭС.

Существуют и другие важные параметры, которые необходимо тщательно оценивать на ранних этапах подготовки проекта ТЭС. Как правило, это кропотливый процесс, в котором участвуют представители всех заинтересованных сторон.

С подобных позиций можно рассматривать другие элементы электрогенерирующих установок – генераторы, силовые элементы, автоматику, защиту и др. Однако практика эксплуатации показывает, что проблем с ними значительно меньше. Предлагаемые производителями отработанные технические решения в большинстве случаев удовлетворяют заказчиков.

3. Системы утилизации вторичной теплоты.

3.1. Баланс энергии когенерационной установки.

При достигнутых к настоящему времени параметрах циклов ДВС в полезную работу превращается 38-42% теплоты, полученной от сжигания топлива.

С охлаждающей жидкостью от двигателя уходит 20-28% теплоты. Меньшее значение относится к быстроходным двигателям, большее к машинам пониженной быстроходности.

Системой смазывания отбирается от двигателя 5-8% теплоты. До 5% тепла отбирается в охладителе наддувочного воздуха (ОНВ). Несколько процентов тепла отдает двигатель в окружающую среду со своей поверхности.

Самая ценная часть вторичной теплоты (22-28%) – та, которая отбирается от отработавших газов, имеющих температуру до 400-600°С. Она может быть направлена на различные нужды, в т.ч. на выработку пара. Менее ценные с позиций возможности использования (эксергетическая ценность) тепловые потоки охлаждающей жидкости и масла с температурой 90-95°С.

Не вся располагаемая вторичная теплота может быть полезно использована. Например, отработавшие газы никогда не охлаждают до температуры окружающей среды в котлах-утилизаторах. Во-первых, нагреваемые среды должны иметь достаточно высокую температуру (70-95°С). Во-вторых, переохлаждение газов в зимнее время чревато конденсатообразованием с обледенением газовыпускных труб. Поэтому целесообразно на выходе из котла-утилизатора иметь температуру газов – 110-140°С. В некоторых случаях экономически неоправданна утилизация тепла ОНВ и масла.

Пример практически полученных результатов на мини-ТЭС приведен в таблице 1, где даны значения потоков электроэнергии и теплоты для установок близкой мощности на базе генераторов Caterpillar, Perkius и РУМО с блоками утилизации ООО «Гидротермаль»

В таблице приведены данные по производству электроэнергии и теплоты при 100%  нагрузке. На частичных режимах доли статей баланса энергии меняются. Но в целом, наличие теплоутилизирующего блока способствует стабилизации КПД преобразования теплоты на высоком уровне.
3.2. Работа ТЭС на сети. Согласование производимых и потребляемых потоков энергии.Поток теплоты производимый электрогенераторным блоком, находится в некоторой пропорции к потоку выработанной электроэнергии. В то же время графики потребляемой электроэнергии и теплоты, как правило, не согласуются между собой. Таким образом, при эксплуатации ТЭС может возникнуть ситуация, когда из за колебаний потребляемой электроэнергии сетью, потребители теплоты могут недополучать теплоту или иметь ее избыток.Для согласования производства и потребления теплоты в состав ТЭС должны быть включены элементы, обеспечивающие регулировку теплового потока и компенсацию недостатка или избытка выработанной теплоты.

Поскольку главным и независимым в ТЭС является блок генерации электроэнергии, блок утилизации теплоты должен «подстраиваться» под параметры теплоносителей, а система автоматического управления путем воздействия на расходы теплоносителей должна обеспечивать требуемый передаваемый в сеть тепловой поток. Осуществление этих процедур производится управляемыми высокотемпературными газовыми заслонками и гидравлическими клапанами.

Недостаток производства тепла может восполняться несколькими способами:
- применением аккумуляторов теплоты,
- применением автономного котла,
- применением электрокотла.

Выбор того или иного способа согласования графиков производства  и потребления теплоты зависит от многих факторов: габаритных ограничений, мощности ТЭС, режимных параметров ТЭС и сети, финансовых возможностей и др.

Самым экономичным в эксплуатации является способ согласования с помощью аккумулятора теплоты, в качестве которого чаще всего используется теплоизолированный водяной бак объемом 50-200 м3 .

Наибольшей независимостью и маневренностью обладает вариант применения автономного котла.

Наименьшими габаритными показателями и начальной стоимостью характеризуется способ применения электрокотла.

Используются и комбинированные варианты регулирования теплопроизводительности ТЭС.

3.3. Принципы регулирования блоков утилизации ТЭС.

Блоки утилизации, работающие в комплексе с современными быстроходными двигателями производят на номинальном режиме теплоту в количестве Фт = (1,1…1,2)   Nэ, кВт, где Nэ – электрическая мощность генератора. При этом примерно 60% всего теплового потока дает котел-утилизатор и 40% – утилизационные теплообменники. Подогрев сетевой или технологической воды ведется двумя ступенями, где первой ступенью является подогреватель, а второй – котел.

ООО «Гидротермаль» придерживается следующего принципа: регулирование тепловых потоков выполняется как в первой ступени (в подогревателе), так и во второй (в котле). Однако цели регулирования по ступеням различны.

В «горячем» контуре подогревателя первой ступени регулирование, главным образом, ведется с целью получения теплового потока при условии обеспечения штатных температур в системах охлаждения и смазывания двигателя. Для обеспечения этой функции в «горячем» контуре устанавливается трехходовой терморегулирующий клапан, который по сигналу термодатчика подает теплоноситель либо в утилизационный подогреватель, либо в систему штатного охладителя. Автоматика программируется так, чтобы не допускать как перегрева, так и переохлаждения теплоносителей в двигателе.

При этом теплопроизводительность теплообменника утилизатора на всех режимах нагрузки, как правило, находится в некоторой пропорции к мощности генератора.

Регулирование теплового потока ТЭС с целью обеспечения нагрузки тепловой сети выполняется котлом-утилизатором. Глубина регулирования при этом составляет около 60%, что, в большинстве случаев, удовлетворяет потребителей. Регулирование производится перепуском горячих отработавших газов двигателя либо в котел, либо в байпасную линию газохода.

Управление заслонками выполняется посредством электроприводного механизма по сигналу системы управления, запрограммированной в соответствии с требованиями сети.

3.4.Системы утилизации теплоты (СУТ) производства ООО «Гидротермаль».

Предприятие ООО «Гидротермаль» разрабатывает и производит СУТ в виде блоков высокой степени готовности. В зависимости от назначения и требований заказчика блоки могут иметь различный состав и конфигурацию.	Блок утилизации теплоты теплопроизводительностью до 1100 кВт
Блоки могут монтироваться как на вновь возводимых ТЭС, так и на находящихся в эксплуатации электростанциях.	Общий вид машинного зала ТЭС с четыремя теплоэлектрогенерирующими установками на суммарную теплопроизводительность до 6 мВт при электрической мощности 5 мВт

С целью обеспечения требуемого высокого технического уровня и качества изделий, при разработке используется ряд принципов, основными из которых являются:
1. Продукция должна удовлетворять требованиям Федерального закона «О промышленной безопасности на опасных производственных объектах» и других подзаконных актов и нормативных документов в области промбезопасности.
2. В части оборудования, подпадающего под действие «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением ПБ 03-576-03» продукция должна удовлетворять этим правилам.
3. В производстве, в т.ч. блоков утилизации теплоты, должны использоваться только высококачественные материалы и комплектующие изделия. При учете двух связанных параметров «цена» – «качество», приоритет отдается качеству. Все материалы и комплектующие должны иметь соответствующие документы, подтверждающие их качество. При использовании новых материалов поступающих на Российский рынок необходим лабораторный контроль в специализированных организациях.
4. Качество изделий закладывается на стадии проектирования. При разработке блоков утилизации теплоты предпочтение отдается проверенным техническим решениям.

При использовании новых технических решений с целью их всестороннего обоснования производится полное математическое моделирование тепловых, гидрогазодинамических и упруго-пластических процессов.

Результат математического моделирования течения газа в трубном пучке котла. Поле температур.

Результат математического моделирования оребренной трубы. Поле скоростей.

Результат математического моделирования напряженного состояния нагруженной рамы БУТ. Деформация для наглядности увеличены примерно в 1000 раз

Результат математического моделирования напряженного состояния осесимметричного участка котла. Деформация для наглядности увеличена в 1000 раз

При помощи современных вычислительных средств.
5. Политика в области качества изделий и её реализация осуществляется на базе ГОСТ Р ИСО 9001-2001, ГОСТ Р 15.000-94, стандартов СРП класса 15 и положений других стандартов поддерживающих эти ГОСТы.
6. Проектирование и изготовление блоков утилизации теплоты выполняется исходя из требования обеспечения ресурса основного оборудования – 25 лет.
7. В числе главных требований к блокам утилизации теплоты – компактность и удобство монтажа. При этом должны быть обеспечены безопасность и удобство обслуживания.
8. Необходимый объем обслуживания оборудования блоков должен быть минимальным.
9. При проектировании блоков утилизации теплоты учитываются индивидуальные условия и требования конкретного объекта для обеспечения максимального экономического эффекта при эксплуатации.

Блоки утилизации теплоты ООО «Гидротермаль» проектируются в соответствии с перечисленными выше техническими принципами и нормативными требованиями

В проекты включается следующее основное оборудование собственного производства: - котлы-утилизаторы серии КУВИв и КУВИ; - подогреватели многоходовые кожухотрубные интенсифицированные серии ПМКИ; - заслонки поворотные газовые высокотемпературные серии ЗПГВ; - компенсаторы сильфонные газовые КСО; - газоходы в сборе;	Компенсатор сильфонный осевой высокотемпературный КСО 400 на Ду 400
- шкафы автоматического управления СУТ	Шкаф системы автоматического управления и контроля БУТ на месте установки

Перечисленное оборудование имеет комплиментарные характеристики, т.е. для практически любого плотного параметрического ряда ТЭС могут быть подобраны группы оборудования, характеристики единиц которого согласуются между собой.

Из группы покупных изделий отметим основные:
- клапаны трехходовые терморегулирующие прямого действия фирм  Danfoss (Дания), АМОТ (Великобритания),
-  клапаны трехходовые терморегулирующие электроприводные Clorius,
- механизмы электроприводные однооборотные МЭО (ООО «ЗЭИМ» г. Чебоксары), MODACT MOK(«ZPA PECKY» Чехия), NA («Eunha Machinery», Корея),
- затворы дисковые поворотные
ARI Armature Albert Richter (Германия)
ЗАО «Арматек» (Россия)
- Расширительные баки и установки поддержания давления, Flamko (Голландия), Reflex (Германия).
- контроллеры, электронные элементы, «SIMMENS» (Германия),
- трубы прокат, стандартные элементы, кабель, изоляционные материалы и др., профильные предприятия России.

По требования заказчика состав поставщиков может быть скорректирован.

Блоки утилизации теплоты ООО «Гидротермаль» строятся по базовой схеме

Базовая схема включения элементов БУТ, которая в зависимости от конкретных условий и требований заказчика может дополняться и видоизменяться.

К настоящему времени выполнены проектно-конструкторские работы (с различной глубиной проработки) по группе СУТ предназначенных для совместной работы с достаточно широким рядом газопоршневых генераторов отечественного и зарубежного производства

Мини ТЭС с теплопроизводящим оборудованием ООО Гидротермаль. Республика Беларусь. Тепловая мощность до 1,3 мВт

Общий вид машинного зала ТЭС с теплопроизводящим оборудованием ООО Гидротермаль, г.С.Петербург, Россия. Общая электрическая мощность до 5 мВт, Общая тепловая мощность до 6 мВт

В таблице 2 приведены основные показатели разработок. Воплощенные в металле и находящиеся в эксплуатации ТЭС с блоками ООО «Гидротермаль» отмечены звездочками.

Валиулин С.Н. доцент, к.т.н.
генеральный директор ООО «Гидротермаль»
Бурдастов Н.Н. к.т.н.
главный конструктор ООО «Гидротермаль»

Разделительные теплообменники систем теплоснабжения и ГВС, защищая ответственные элементы первого контура котельных от воздействия посторонних веществ, сами находятся в весьма сложных физико-химических, тепловых и гидродинамических условиях.

Перечень основных факторов, отрицательно влияющих на работу теплообменников выглядит устрашающе:
•    накипеобразование,
•    осаждение взвешенных частиц,
•    механическая и гидродинамическая эрозия,
•    электрокоррозия,
•    термоудары,
•    гидроудары,
•    кавитация,
•    кавитационная вибрация и др.

Создание надежных и эффективных теплообменников, способных работать в таких условиях – задача очевидно непростая.
В конце 90-х годов, с появлением на российском рынке новых зарубежных теплообменни¬ков, главным образом пластинчатых, чуть ли не во всех бедах, встречающихся при эксплуатации российской техники, был обвинен сам принцип кожухотрубных систем. Однако по прошествии ряда лет эксплуатации после начала массового внедрения пластинчатых теплообменников стало ясно, что они не панацея: при наличии ряда положительных свойств проявились крупные недостатки, в числе которых склонность к засорению взвешенными частицами, высокая зависимость теплогидравлических показателей от накипных отложений, пониженная надежность прокладочных элементов и др. В результате   спад интереса к теплообменникам данного типа у большой части специалистов, формирование мнения о специфически присущих пластинчатым теплообменникам отрицательных свойствах.

В то же время, обращение к широкой практике показывает, что существует большое количество как трубчатых, так и пластинчатых теплообменных аппаратов, которые многие годы успешно эксплуатируются и полностью удовлетворяют своих владельцев.

Более подробный анализ показывает, что работоспособность теплообменного аппарата зависит не столько от его типа, сколько от того насколько его параметры и техпроцесс эксплуатации соответствует условиям, в которых он функционирует.

Иными словами, каждое новое техническое решение, привнесенное в конструкцию теплообменника, придает ему новые свойства. Эти свойства следует оценивать не как плохие или хорошие, а как соответствующие или не соответствующие условиям и требованиям эксплуатации.

Таким образом, в примере с пластинчатыми теплообменниками, если их конструктивные особенности обуславливают склонность к засорению и сильной зависимости характеристик от накипных отложений, необходимо позаботится, чтобы эти теплообменники устанавливались в системах, где обеспечена циркуляция осветленной воды с низким содержанием солей жесткости. В этом случае владельцы смогут в полной мере воспользоваться преимуществами аппаратов данного типа: компактностью и удобством монтажа.

С учетом данных общих соображений, можно считать, что подбирая или создавая теплообменник для работы в конкретной системе с целью обеспечения его максимально стабильной и эффективной работы необходимо учитывать, возможно, большее число параметров, определяющих его работоспособность. При этом целесообразно моделировать не только тепловые и гидравлические явления, но и процессы, влияющие на изменение теплогидравлических, прочностных и иных важных показателей в процессе эксплуатации.

Задача эта неизмеримо сложней стандартных теплогидравлических и прочностных проектных и поверочных расчетов. Однако предпосылки для ее постановки и решения на наш взгляд имеются. Это относится и к объему накопленного опытного материала и к развитию методов математического моделирования.

Указанная задача упрощается тем, что среди вышеупомянутых факторов, отрицательно влияющих на работу теплообменных аппаратов, определяющими были и остаются накипеобразующие, взвешенные и коррозионноактивные элементы в воде.

Попытка осуществления подобного подхода выполнена при разработке подогревателей, серии ПМКИ, специально предназначенных для эксплуатации в тяжелых условиях с пониженным качеством теплоносителей.

В числе основных требований к подогревателям серии ПМКИ:
•    малая масса и габариты,
•    высокая тепловая эффективность,
•    пониженная загрязняемость и стабильность теплопередачи,
•    коррозионная стойкость и высокий ресурс,
•    удобство монтажа и обслуживания.

Важнейшим решением на ранних этапах проектирования является выбор типа теплообменной поверхности. В качестве нее для подогревателей ПМКИ выбрана трубная система. При этом принято во внимание, что:
•    трубные поверхности технологичны, ремонтопригодны, дешевы;
•    в трубных системах легко обеспечиваются условия прочности с запасами, соответст¬вующими требованиям Госгортехнадзора;
•    при использовании современных отечественных достижений теплогидравлики, тепло¬обменным трубам может придаваться нужный профиль поверхности для увеличе¬ния теплоотдачи;
•    трубные системы допускают как химическую, так и все виды механической очистки, в т. ч. кавитационно-ударную, механическими щетками и т. п.

При определении геометрических характеристик теплообменных труб учтены следующие соображения.

Известно, что массогабаритные характеристики теплообменных аппаратов в основном определяются двумя факторами: плотностью компоновки теплообменной поверхности и степенью интенсификации теплообмена.

Чем меньше гидравлический диаметр каналов теплообменника, тем выше плотность компоновки. Ограничивающим фактором при этом является увеличение опасности засорения каналов твердыми частицами гидроокиси железа и других включений в воде. Кроме того, чем меньше по¬перечный размер каналов, тем сильнее проявляется отрицательное влияние отложений на их гид¬равлические характеристики. Для иллюстрации на рис. 1 приведены зависимости относительного сопротивления круглых каналов различного диаметра в функции толщины отложений &з. Видно, что при уменьшении гидравлического размера канала ниже 8 мм отрицательное влияние загрязнений резко увеличивается.

Опыт эксплуатации теплообменников на загрязненной воде, в частности судовых охладителей, подтверждает целесообразность применения в этих условиях теплообменных каналов с гидравлическим размером не ниже 8 мм.

С целью интенсификации теплообмена целесообразно применение методов профилировки каналов. При этом должны быть учтены технологичность, сохранение прочности, стабильность эффекта интенсификации при появлении загрязняющих отложений. Нами использован отлично зарекомендовавший себя метод интенсификации с помощью кольцевых турбулизаторов. Крайне важным явилось то, что при высокой степени интенсификации данный метод обеспечивает замечательные гидравлические показатели. Для примера воспользуемся данными [1] рис. 2, где приведены графические зависимости коэффициентов теплоотдачи различных теплообменных поверхностей в функции удельной энергии гидравлических потерь , где V1 – объемный расход теплоносителя через канал, AP1 – гидравлическое сопротивление канала,  Fk – рабочая поверхность канала.

Рис. 1. Относительное сопротивление трубок различного гидравлического диаметра при загрязнении

Рис. 2. 1 – тип П-2 при dэ=0,0059 м; 2 – тип П-5; 3 – тип «Альборн-149»;
4 – тип «Парафлоу НХ» при dэ=0,004 м; 5 – тип в елку «1-05», Sн=14 мм;
6 – тип в елку «П-05М», Sн=18 мм; 7 – тип «Розенблад 3S»; 8 – тип
«Суперплейт-Е»; 9 – труба диаметром 25 мм; 10 – труба диаметром
38 мм; 11 – спиральный теплообменник при dэ=0,02 м; 12 – пластина
канальчатая «Астра»; 13 – труба диаметром 12?1 мм, профилированная
кольцевой накаткой dотн= 0,948, tотн=0,5; 14 – труба диаметром 10?0,8 мм,
профилированная кольцевой накаткой dотн= 0,95, tотн=0,595.

Видно, что по комплексному показателю теплогидравлической эффективности трубы профилированные кольцевыми турбулизаторами при гидравлическом диаметре 8…10 мм опережают все рассмотренные на рис. 2 поверхности, в том числе профилированные пластинчатые.

Интересной особенностью труб, профилированных кольцевыми турбулизаторами, по нашим наблюдениям, является то, что слой накипных отложений покрывает профилированную поверхность достаточно равномерно, что способствует сохранению действия турбулизаторов. Так при слое накипи толщиной 2,0 мм в трубке пароводяного подогревателя на поверхности накипных отложений прослеживались кольцевые буртики высота которых составляла 50…60% исходной высоты. Поэтому эффект интенсификации теплоотдачи сохраняется.

Таким образом, эффективные поверхности теплообмена компактных подогревателей могут быть образованы профилированными трубами с гидравлическим диаметром не ниже 8…10 мм.

Практика показывает, что подогреватели с такими трубами могут устанавливать в систему без фильтров, поскольку твердые загрязнения размером более 8 мм в воде теплосетей встречаются крайне редко, чему способствует работа насосов, измельчающих крупные частицы.

При проектировании подогревателей для тяжелых условий эксплуатации необходимо учитывать, что практически важным показателем их штатной работы является не начальная тепловая эффективность, а величина этого параметра в течение расчетного периода эксплуатации, которым целесообразно считать отопительный сезон.
Опыт эксплуатации интенсифицированных трубных поверхностей показывает, что при неблагоприятных показателях качества сетевой воды толщина отложений по грязной стороне в конце сезона может достигать 0,2 мм. В этих условиях при любых практически достижимых больших параметрах теплоотдачи может быть достигнуто значение коэффициента теплопередачи не более 4500 Вт/(м2?К). Ориентирование на данное максимальное значение коэффициента теплопередачи при проектировании или выборе подогревателей является предпосылкой стабильности тепловых показателей подогревателей в течение эксплуатационного периода.

Заметим, что пренебрежение этой рекомендацией часто влечет серьезные отрицательные последствия. Так в январе 2001 г. в г. Бор Нижегородской области была на несколько суток выведена из действия 10 МВт котельная с целью аварийной очистки двух пластинчатых подогревателей потерявших тепловую эффективность при весьма незначительном загрязнении (?з=0,15…0,2 мм).

Прогнозирование скорости образования отложений на теплообменных поверхностях – наиболее трудная и наименее изученная проблема. Сложность ее связана с наличием большого количества взаимовлияющих факторов, определяющих процессы кристаллизации, осаждения, теплообмена и др. Даже при оценке одних и тех же факторов специалисты часто делают прямо противоположные выводы.

Тем не менее, ряд теоретических и экспериментальных работ [2, 3, 4] позволяют уже сейчас получать достаточно обоснованные и точные оценки процессов накипеобразования. Кроме того, в работе могут быть успешно использованы следующие, проверенные практикой положения:
•    темп роста загрязняющих отложений уменьшается с увеличением скорости и турбулентности потока;
•    количество накипи и других отложений увеличивается при наличии шероховатости или микронеровностей инициирующих микровихри не выходящие за пределы пограничного слоя;
•    количество накипи и других отложений уменьшается при наличии макронеровностей или специальных турбулизаторов, инициирующих вихри, разрушающие пограничный слой;
•    темп роста накипи уменьшается с уменьшением температурного напора и плотности теплового потока;
•    загрязняющие отложения менее интенсивно накапливаются на поверхностях, имеющих высокую коррозионную стойкость;
•    количество загрязняющих отложений уменьшается с уменьшением объема и количества застойных зон, связанных с разворотом потока, загромождением проточной части теплообменника и т. п.;
•    на теплообменной поверхности должны отсутствовать условия, способствующие застреванию или осаждению взвешенных частиц-зародышей накипеобразования.

Конструктивная реализация отмеченных положений выполнена следующим образом. Высокие скорости течения (1,5…2,0 м/с) греющего и нагреваемого теплоносителей достигаются путем организации продольного реверсивного тока в трубном и межтрубном пространствах. Примерное равенство проходных сечений обоих пространств обеспечивается выбором предельно малого шага труб в трубных решетках (S=1,2..1,21). Продольный ток в межтрубном пространстве позволяет не только в 3 раза увеличить скорость течения, но и уменьшить объем застойных зон с 25…30 до 5%.

Нанесение на поверхность теплообменных труб турбулизирующих кольцевых канавок и выступов обеспечивает интенсивную пристенную турбулизацию, увеличивающую теплоотдачу в 1,5…2,5 раза и способствующую периодическому срыву загрязнений.

С целью уменьшения обводных течений в теплообменниках ПМКИ малой мощности (от 60 до 300 кВт) их корпуса в поперечном сечении имеют форму многогранников (см. рис. 3), при этом трубные пучки вписываются в них с минимальными зазорами. В теплообменниках повышенной мощности (до 6000 кВт) с указанной целью устанавливаются поперечные сегментные вытеснители между трубными пучками и корпусом.

Важным фактором, обеспечивающим достижение высокой тепловой эффективности является формирование системы тока в теплообменнике. Температурные режимы в контурах современных систем требуют достижения высоких значений тепловой эффективности: 0,66…0,8 для систем теплоснабжения и 0,7…0,9 для ГВС.

Получение значений тепловой эффективности 0,8…0,9 при экономически оправданных площадях теплообмена возможно только при использовании противоточных систем. Всвязи с этим в подогревателях ПМКИ рассчитанных на высокую тепловую эффективность используется исключительно противоток.

Анализ многочисленных эксплуатационных и экспериментальных данных показал, что одним из наиболее перспективных материалов для формирования теплообменной поверхности подогревателей является легированная сталь аустенитного класса 08…12Х18Н10Т. Она практически не корродирует в сетевой и котельной воде, в том числе при организации щелочных режимов водоподготовки, обладает низкой адгезией к взвешенным частицам и кристаллам накипи.

Сталь 12Х18Н10Т используется для изготовления теплообменных труб, трубных решеток, перегородок и корпуса подогревателей ПМКИ. Все элементы подогревателей крепятся методом сварки с присадочной проволокой в среде аргона. Это обеспечивает отсутствие коррозионных пар, высокую прочность и герметичность соединений. Рассматриваемые аппараты спроектированы с учетом требований по прочности ГОСТ 14249-89 «Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность», ГОСТ 25859-83 «Сосуды и аппараты стальные. Нормы и методы расчета на прочность при малоцикловых нагрузках», РД 26-14-88 «Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность. Элементы теплообменных аппаратов». То есть подогреватели ПМКИ, не подпадая под характеристику «сосуды, работающие под давлением», тем не менее, изготавливаются с учетом требований Госгортехнадзора к сосудам повышенной опасности. Запас прочности элементов корпуса по отношению к номинальным допускаемым напряжениям по ГОСТ 14249-89 – 350…400%. Запас прочности трубок – 1000…1500%.

В связи с этим подогреватели ПМКИ мало чувствительны к резким скачкам температуры и давления. Трубные пучки выдерживает гидроудары, вибрацию и т.п. В целом это обеспечивает высокую надежность подогревателей, в том числе, в условиях возможных нарушений режимов эксплуатации.

Ряд подогревателей ПМКИ включает 44 основных типоразмера на тепловые потоки от 60 до 6000 кВт. Мощности до 3500 кВт обеспечиваются работой однокорпусного подогревателя, а мощности до 6000 кВт работой блока из двух аппаратов (см. рис. 5). Все теплообменники ПМКИ имеют общие конструктивные черты:
в корпусе имеется одна, две и более продольных перегородок, герметично вваренных в корпус, что обеспечивает прочность корпуса и повышенные скорости теплоносителя в межтрубном пространстве;
подводящий и отводящий патрубки располагаются на коллекторах, обеспечивающих малое сопротивление входа-выхода, легкую очистку от крупных твердых загрязнений, минимум застойных зон;
на корпусе имеется кольцевой температурный компенсатор;
отводящие и подводящие патрубки располагаются в районе головки теплообменника, что обеспечивает удобство обвязки подогревателей и уменьшение температурных деформаций;
длина труб во всех подогревателях составляет 1100…2000 мм, что гарантирует примерное равенство сопротивления всех подогревателей.

Рис.3. Подогреватель ПМКИ исполнения 22 номинальной мощностью 200 кВт.

Рис.4. Подогреватель ПМКИ исполнения 33 номинальной мощностью 2250 кВт.

Рис.5. Подогреватель ПМКИ исполнения 21×2 номинальной мощностью 4500 кВт.

Подводящие и отводящие патрубки могут располагаться как в горизонтальной плоскости, так и под углом до 45x к ней, что упрощает обвязку подогревателей.

Профиль турбулизаторов на теплообменных трубах может быть подобран так, чтобы обеспечить заданные характеристики теплообменных аппаратов, отличные от номинальных значений. В связи с этим имеется возможность обеспечения на практике непрерывности мощностного ряда подогревателей ПМКИ.

При номинальных значениях расходов подогреватели ПМКИ имеют умеренное гидравлическое сопротивление 25…60 кПа, что позволяет, при необходимости достижения высоких значений тепловой эффективности (например, для случаев с низкой температурой греющего теплоносителя), соединять подогреватели последовательно.

На рис. 6 показана последовательная компоновка подогревателей исполнения 22, а на рис. 7 – подогревателей исполнение 33.

Рис. 6. Подогреватели ПМКИ исполнения 22, соединенные последовательно.

Рис. 7. Подогреватели ПМКИ исполнения 33, соединенные последовательно.

Подогреватели ПМКИ легко объединяются в компактные блоки из нескольких подогревателей, что требуется для увеличения мощности или повышения надежности систем теплообменников.

На рис. 8 показан блок из четырех подогревателей ПМКИ-28,4/22 включенных последовательно-параллельно на суммарный тепловой поток 5,5…6 МВт.

На рис. 9 изображен блок из четырех подогревателей ПМКИ-40,6/33 включенных аналогично на суммарный тепловой поток 7…8 МВт.

На рис. 10 показан приготовленный к отправке заказчику блок ГВС на тепловой поток – 2,5 МВт. На рис. 11 – проект блока на тепловой поток 3,5 МВт.

При соединении теплообменников указанным образом возможно их попарное отключение для проведения технического обслуживания. Очистка подогревателей может быть произведена любым известным способом: 1,5% раствором азотной кислоты, кавитационно-ударным методом, стальными проволочными ежиками, и т. п. При незначительном загрязнении подогревателей для проведения очистки внутритрубного пространства снимается лишь задняя крышка. В случае сильного загрязнения трубную поверхность можно чистить с двух сторон при снятых передней и задней крышках.

Межтрубное пространство, омываемое химподготовленной водой внутреннего котельного контура, загрязняется накипными и иными отложениями очень мало.
Однако в практике, после пуска вновь построенных котельных, были случаи попадания в зону межтрубного пространства твердых включений типа окалины, кусочков сварочного металла, гидроокиси железа и т.п. Твердые посторонние частички задерживаются во входном коллекторе на корпусе, откуда, благодаря достаточному размеру коллектора они легко удаляются руками после вскрытия  фланца подводящего патрубка.

Рис. 8. Блок подогревателей ПМКИ-28,4/22, включенных последовательно-паралелльно.

Рис. 9. Блок подогревателей ПМКИ-40,6/33, включенных последовательно-паралелльно.

Рис. 10. Блок подогревателей ПМКИ-9,1/22 на тепловой поток – 2,5 МВт.

Рис. 11. Блок подогревателей ПМКИ-14,8/44 на тепловой поток – 3,5 МВт.
Габаритные размеры — 1600 1000 1400 мм.

Эксплуатация теплообменников серии ПМКИ в течение 8 лет подтвердила правильность использованных конструктивных решений. Так загрязняемость подогревателей ПМКИ оказалась в 2…3 раза ниже, чем у стандартных трубчатых аппаратов ПВ (ГОСТ 27590-88) при лучших в 3 раза массогабаритных характеристиках. Сравнительная эксплуатация в одинаковых условиях подогревателей ПМКИ-12,1/22 и пластинчатых теплообменников «Alfa Laval» выявила трехкратное преимущество аппаратов ПМКИ по показателю ресурса работы без очистки. При работе в городских теплосетях пропускная способность подогревателей ПМКИ сохраняется в течение всего отопительного сезона в допустимых пределах.

На рис. 12, 13 показаны котельные, где проведена замена пластинчатых теплообменников на подогреватели ПМКИ.

В заключение необходимо сказать, что на предприятии «Гидротермаль» непрерывно ведется работа по совершенствованию выпускаемой продукции и разработке новых, более эффективных ее образцов. Так в последнее время проведена модернизация выпускавшихся ранее подогревателей марки ВВПИ. За счет оптимизации протекания теплоносителей была увеличена мощность аппаратов и их тепловая эффективность. Кроме того, разработан новый типоразмерный ряд подогревателей ПМКИ (исполнение «44»). Аппараты этого ряда характеризуются высокой тепловой эффективностью и компактностью. Значение коэффициента теплопередачи в них достигает 7000 Вт/(м2К). По комплексному показателю совершенства, учитывающему теплогидравлические, прочностные, массогабаритные и экономические характеристики, подогреватели ПМКИ–44 превосходят все выпускаемые в настоящее время теплообменники аналогичного назначения, включая самые современные образцы импортной техники.

Рис. 12. Два подогревателя ПМКИ-26,2/44 в муниципальной котельной
пос. Б. Мурашкино Нижегородской обл. Теплопроизводительность 3 МВт.

Рис. 13. Подогреватель ПМКИ 5,1/44.

В целом можно констатировать, что отмеченные конструктивные особенности подогревателей ПМКИ, разработанных и выпускаемых ООО «Гидротермаль» обеспечивают достижение поставленных целей – увеличение стабильности теплового потока в период эксплуатации, улучшение массогабаритных показателей, увеличение надежности.

Литература:

1. Барановский Н. В., Коваленко Л. М., Ястребенецкий А. Р. Пластинчатые и спиральные теплообменники. М.: Машиностроение, 1973. – 288 с.
2. Калинин Э.К., Дрейцер Г.А., Копп И.З., Мякочин А.С. Эффективные поверхности теплообмена. – М.: Энергоатомиздат, 1998.
3. Лапотышкина Н.П., Сазонов Р.П. Водоподготовка и водно-химический режим тепловых сетей. – М.: Энергоиздат, 1982. – 200с.
4. Радько В.А. Вода в природе и теплоэнергетическом производстве. Консп. лекц. Свердловск, изд. УПИ им. С.М. Кирова, 1976. – с.59.

Звоните!

Мы проектируем и разрабатываем лучшее Теплообменное Оборудование – Надёжное и Долговечное!
Произведём и установим для Вас Теплообменное Оборудование, наиболее оптимально под Ваши задачи!
Оборудование проектируется в соответствии российским и мировым стандартам – по нашим уникальным разработкам!

Телефоны:
в Нижнем Новгороде (831) 432-00-00, 432-20-00, 434-43-33

Валиулин С.Н., доцент, к.т.н.
Бурдастов Н.Н., к.т.н.
Хуртин В.В.
Пыжов О.В.

В технике в настоящее время используется огромное количество разнообразного по конструкции теплообменного оборудования. Но лишь два типа – кожухотрубное и пластинчатое – широко применяется в практике теплоснабжения.
Данный факт не говорит о наличии специфических отрицательных черт у оборудования остальных групп, а скорее свидетельствует о том, что при наличии своих положительных и отрицательных свойств у теплообменников каждой конструкции, сложному набору требований, характерному для условий теплосетей, на современном этапе развития технологии и теплогидравлики, в наибольшей степени удовлетворяют аппараты именно двух указанных типов.
Не занимаясь в данной работе подробным анализом достоинств и недостатков трубчатого и пластинчатого оборудования, отметим, что, по нашему мнению, у каждой из этих групп теплообменников есть свои эксплуатационные ниши, где их положительные свойства могут быть раскрыты в наибольшей степени.

Сами мы при этом являемся убежденными сторонниками трубчатых теплообменных систем по следующим причинам:
• трубчатые поверхности технологичны, ремонтопригодны, дешевы;
• в трубчатых системах легко обеспечиваются условия прочности с запасами, соответствующими требованиям Госгортехнадзора;
• при использовании современных отечественных достижений теплогидравлики, теплообменным трубам может придаваться нужный профиль поверхности для увеличения теплоотдачи в 2…3 раза по отношению к гладким поверхностям (что соответствует интенсификации на волнистых пластинах) при лучшем соотношении теплоотдачи и гидравлических потерь в сравнении с пластинчатыми;
• трубчатые системы допускают как химическую, так и все виды механической очистки, в т. ч. кавитационно-ударную, механическими щетками и т.п.
Отличительные качества трубчатых теплообменных систем обеспечивают потенциальную возможность создания кожухотрубных аппаратов с массогабаритными и теплогидравлическими характеристиками, не уступающими теплообменникам никаких других типов.
При этом, однако, необходимо иметь ввиду, что аппараты, работающие на городских и промышленных объектах теплоснабжения находятся далеко не в идеальных условиях в отношении качества теплоносителей.

Совместная атака накипеобразующих элементов, коррозионно-активных ионов и выносимых из старых сетей взвесей на основе гидроокиси железа способна, при неблагоприятном стечении обстоятельств, за две недели похоронить надежды на хорошую работу изначально очень эффективного теплообменника.
В связи с этим, в числе важнейших требований к подогревателям систем теплоснабжения должны быть стабильность теплогидравлических характеристик и возможность быстрой, малотрудоемкой очистки.

Идея минимизации темпа роста загрязняющих отложений лежит в основе проекта теплообменных аппаратов серии ПМКИ, выпускаемых в Нижнем Новгороде на предприятии «Гидротермаль». Учтены следующие подтвержденные практикой положения:
1. Темп роста загрязняющих отложений уменьшается с увеличением скорости и турбулентности потока.
2. Количество загрязняющих отложений уменьшается с уменьшением объема и количества застойных зон, связанных с разворотом потока, загромождением проточной части теплообменника и т. п.
3. Загрязняющие отложения менее интенсивно накапливаются на поверхностях, имеющих малую шероховатость и высокую коррозионную стойкость.

Конструктивная реализация отмеченных положений выполнена следующим образом. Высокие скорости течения (1.5…2.0 м/с) греющего и нагреваемого теплоносителей достигаются путем организации продольного реверсивного тока в трубном и межтрубном пространствах. Примерное равенство проходных сечений обоих пространств обеспечивается выбором предельно малого шага труб в трубных решетках (S=1.2..1.21). Продольный ток в межтрубном пространстве позволяет не только в 3 раза увеличить скорость течения, но и уменьшить объем застойных зон с 25…30 до 5%.

Нанесение на поверхность теплообменных труб турбулизирующих кольцевых канавок и выступов обеспечивает интенсивную пристенную турбулизацию, увеличивающую теплоотдачу в 2.0…2.5 раза и способствующую периодическому срыву загрязнений.
С целью уменьшения обводных течений в теплообменниках ПМКИ малой мощности (от 60 до 300 кВт) их корпуса в поперечном сечении имеют форму многогранников (см. рис. 1), при этом трубные пучки вписываются в них с минимальными зазорами. В теплообменниках повышенной мощности (до 6000 кВт) с указанной целью устанавливаются поперечные сегментные вытеснители между трубными пучками и корпусом.
Анализ многочисленных эксплуатационных и экспериментальных данных показал, что одним из наиболее перспективных материалов для формирования теплообменной поверхности подогревателей является легированная сталь аустенитного класса 08…12Х18Н10Т. Она практически не корродирует в сетевой и котельной воде, в том числе при организации щелочных режимов водоподготовки, обладает низкой адгезией к взвешенным частицам и кристаллам накипи.

Сталь 12Х18Н10Т используется для изготовления теплообменных труб, трубных решеток, перегородок и корпуса подогревателей ПМКИ. Все элементы подогревателей крепятся методом сварки с присадочной проволокой в среде аргона. Это обеспечивает отсутствие коррозионных пар, высокую прочность и герметичность соединений. Рассматриваемые аппараты спроектированы с учетом требований по прочности ГОСТ 14249-89 «Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность», ГОСТ 25859-83 «Сосуды и аппараты стальные. Нормы и методы расчета на прочность при малоцикловых нагрузках», РД 26-14-88 «Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность. Элементы теплообменных аппаратов». То есть подогреватели ПМКИ, не подпадая под характеристику «сосуды, работающие под давлением», тем не менее, изготавливаются с учетом требований Госгортехнадзора к сосудам повышенной опасности. Запас прочности элементов корпуса по отношению к номинальным допускаемым напряжениям по ГОСТ 14249-89 – 350…400%. Запас прочности трубок – 1000…1500%.

В связи с этим подогреватели ПМКИ мало чувствительны к резким скачкам температуры и давления. Трубные пучки выдерживает гидроудары, вибрацию и т.п. В целом это обеспечивает высокую надежность подогревателей, в том числе, в условиях возможных нарушений режимов эксплуатации.

Рис.1. Подогреватель ПМКИ исполнения 22 номинальной мощностью 200 кВт.

Рис.2. Подогреватель ПМКИ исполнения 33 номинальной мощностью 2250 кВт.

Рис.3. Подогреватель ПМКИ исполнения 21×2 номинальной мощностью 4500 кВт.

Ряд подогревателей ПМКИ включает 44 основных типоразмера на тепловые потоки от 60 до 6000 кВт. Мощности до 3000 кВт обеспечиваются работой однокорпусного подогревателя, а мощности до 6000 кВт работой блока из двух аппаратов (см. рис. 3).

Все теплообменники ПМКИ имеют общие конструктивные черты:
в корпусе имеется одна, две и более продольных перегородок, герметично вваренных в корпус, что обеспечивает прочность корпуса и повышенные скорости теплоносителя в межтрубном пространстве;
подводящий и отводящий патрубки располагаются на коллекторах, обеспечивающих малое сопротивление входа-выхода, легкую очистку от крупных твердых загрязнений, минимум застойных зон;
на корпусе имеется кольцевой температурный компенсатор;
отводящие и подводящие патрубки располагаются в районе головки теплообменника, что обеспечивает удобство обвязки подогревателей и уменьшение температурных деформаций;
длина труб во всех подогревателях составляет 1100…2000 мм, что гарантирует примерное равенство сопротивления и тепловой эффективности всех подогревателей.

Подводящие и отводящие патрубки могут располагаться как в горизонтальной плоскости, так и под углом до 45? к ней, что упрощает обвязку подогревателей.
Профиль турбулизаторов на теплообменных трубах может быть подобран так, чтобы обеспечить заданные характеристики теплообменных аппаратов, отличные от номинальных значений. В связи с этим имеется возможность обеспечения на практике непрерывности мощностного ряда подогревателей ПМКИ.

При номинальных значениях расходов подогреватели ПМКИ имеют умеренное гидравлическое сопротивление 25…60 кПа, что позволяет, при необходимости достижения высоких значений тепловой эффективности (например, для случаев с низкой температурой греющего теплоносителя), соединять подогреватели последовательно.
На рис. 4 показана последовательная компоновка подогревателей исполнения 22, а на рис. 5 – подогревателей исполнение 33.

Рис. 4. Подогреватели ПМКИ исполнения 22, соединенные последовательно.

Рис. 5. Подогреватели ПМКИ исполнения 33, соединенные последовательно.

Подогреватели ПМКИ легко объединяются в компактные блоки из нескольких подогревателей, что требуется для увеличения мощности или повышения надежности систем теплообменников.

На рис. 6 показан блок из четырех подогревателей ПМКИ-28,4/22 включенных последовательно-параллельно на суммарный тепловой поток 5,5…6 МВт.
На рис. 7 изображен блок из четырех подогревателей ПМКИ-40,6/33 включенных аналогично на суммарный тепловой поток 7…8 МВт.

Рис. 6. Блок подогревателей ПМКИ-28,4/22, включенных последовательно-паралелльно.

Рис. 7. Блок подогревателей ПМКИ-40,6/33, включенных последовательно-паралелльно.

При соединении теплообменников указанным образом возможно их попарное отключение для проведения технического обслуживания. Очистка подогревателей может быть произведена любым известным способом: 1,5% раствором азотной кислоты, кавитационно-ударным методом, стальными проволочными ежиками, и т. п. При незначительном загрязнении подогревателей для проведения очистки внутритрубного пространства снимается лишь задняя крышка. В случае сильного загрязнения трубную поверхность можно чистить с двух сторон при снятых передней и задней крышках.

Межтрубное пространство, омываемое химподготовленной водой внутреннего котельного контура, загрязняется накипными и иными отложениями очень мало.

Однако в практике, после пуска вновь построенных котельных, были случаи попадания в зону межтрубного пространства твердых включений типа окалины, кусочков сварочного металла, гидроокиси железа и т.п. Твердые посторонние частички задерживаются во входном коллекторе на корпусе, откуда, благодаря достаточному размеру коллектора они легко удаляются руками после вскрытия  фланца подводящего патрубка.

Эксплуатация теплообменников серии ПМКИ в течение 8 лет подтвердила правильность использованных конструктивных решений. Так загрязняемость подогревателей ПМКИ оказалась в 2…3 раза ниже, чем у стандартных трубчатых аппаратов ПВ (ГОСТ 27590-88Е) при лучших в 3 раза массогабаритных характеристиках. Сравнительная эксплуатация в одинаковых условиях подогревателей ПМКИ-12,1/22 и пластинчатых теплообменников «Alfa Laval» выявила трехкратное преимущество аппаратов ПМКИ по показателю ресурса работы без очистки. При работе в городских теплосетях пропускная способность подогревателей ПМКИ сохраняется в течение всего отопительного сезона в допустимых пределах.

В заключение необходимо сказать, что на предприятии «Гидротермаль» непрерывно ведется работа по совершенствованию выпускаемой продукции и разработке новых, более эффективных ее образцов. Так в последнее время проведена модернизация выпускавшихся ранее подогревателей марки ВВПИ. За счет оптимизации протекания теплоносителей была увеличена мощность аппаратов и их тепловая эффективность. Кроме того разработан новый типоразмерный ряд подогревателей ПМКИ (исполнение «44»). Аппараты этого ряда характеризуются высокой тепловой эффективностью и компактностью. Значение коэффициента теплопередачи в них достигает 7000 Вт/(м2К). По комплексному показателю совершенства, учитывающему теплогидравлические, прочностные, массогабаритные и экономические характеристики, подогреватели ПМКИ–44 превосходят все выпускаемые в настоящее время теплообменники аналогичного назначения, включая самые современные образцы импортной техники.

В целом можно констатировать, что отмеченные конструктивные особенности подогревателей ПМКИ, разработанных и выпускаемых ООО «Гидротермаль»  обеспечивают достижение поставленных целей – увеличение стабильности теплового потока в период эксплуатации, улучшение массогабаритных показателей, увеличение надежности.

Литература:
1.    Справочник по теплообменным аппаратам / П.И. Бажан, Г.Б. Каневец, В.М. Селиверстов. – М.: Машиностроение, 1989.
2.    Справочник по теплообменникам: в 2 т. / Пер. с англ., под ред. Б.П. Петухова, В.К. Шикова. – М.: Энергоатомиздат, 1987.
3.    Калинин Э.К., Дрейцер Г.А., Копп И.З., Мякочин А.С. Эффективные поверхности теплообмена. – М.: Энергоатомиздат, 1998.

Валиулин С.Н.
к.т.н., генеральный директор
ООО «Гидротермаль» г. Нижний Новгород

В российской теплотехнике к настоящему времени сложилась необычная ситуация, связанная с пластинчатыми разборными теплообменными аппаратами (ПРТА). Характеризуется она с одной стороны, беспрецедентной рекламной компанией дилеров зарубежных фирм  в отношении тепло¬обменников данного класса, шумихой вокруг реальных и мнимых достоинств этих аппаратов с од¬новременной абструкцией остальной теплообменной техники, а с другой, отсутствием какого-либо особого интереса к аппаратам данного типа в среде учёных теплогидравликов, занимающихся поиском наиболее эффективных теплообменных систем. (См., например, Труды Российской Национальной конференции по Теплообмену)

Целесообразно разобраться, какие все-таки свойства ПРТА, в действительности, подвигают их производителей прикладывать гигантские усилия для внедрения данной техники на российский рынок.

Производители в числе непревзойденных положительных качеств ПРТА, в первую очередь, называют:
-малые габариты и массу,
-высокий коэффициент теплоотдачи,
-коррозионную стойкость, высокий ресурс и надежность,
-удобство монтажа и обслуживания.

Отметим, что в литературе / 1,2 / неоднократно доказывалась слабая обоснованность претензий поставщиков ПРТА на монополизацию этих действительно важных качеств.

Сделаем лишь некоторые замечания, основанные на личном практическом опыте разработки и эксплуатации интенсифицированных теплообменных систем.
Известно / 3,4 /, что массогабаритные характеристики теплообменных аппаратов в основном определяются двумя факторами: плотностью компоновки теплообменной поверхности и степенью интенсификации теплообмена. Условный определяющий размер каналов ПРТА (диаметр гидравлический) весьма мал и составляет 5…8 мм, что позволяет в 1 м3 активной зоны ПРТА сосредоточить 120…200 м кв. теплообменной поверхности. Однако те же значения плотности компоновки характерны для трубных ТА с диаметром трубок 5..8 мм, используемых, например, в транспортных охладителях. Причем гидравлический диаметр 5…8 мм вовсе не является пределом ни для кожухотрубных ни для других теплообменников. Так в авиации используются аппараты с трубками 1,5…2 мм и плотностью компоновки 500…700 м2/м3, а для охлаждения радиоэлектронных  и других теплонапряженных узлов применяются трубчатые микроохладители с плотностью компоновки более 5000 м2/м3 / 5 /.

Что касается теплообменников систем теплоснабжения, в качестве сравнительного примера приведем данные об объеме пластинчатых теплообменников с пластинами Sondex и современных аппаратов ПМКИ (производитель ООО “Гидротермаль”) Рис. 1.

Видно, что сравниваемые аппараты имеют практически одинаковые удельные объемы. Некоторый разброс точек обусловлен различными видами конструктивного исполнения. Примечательно, что данный результат получен для аппаратов ПМКИ с трубками, имеющими гидравлический диаметр 10 мм, что в 1,6 раза больше гидравлического диаметра пластинчатых теплообменников.

Высокие значения коэффициентов теплоотдачи в ПРТА (15000…25000 Вт/(м2 К)) обусловлены высокой степенью объемной турбулизации потока в каналах сложной формы. Но и здесь приходится констатировать: с теми же значениями коэффициентов теплоотдачи работают современные трубчатые теплообменники / 3,4 / интенсифицированные методами пристенной турбулизации.

При этом, однако, для теплообменников важно не только само значение коэффициента теплоотдачи, но и то, ценой каких гидравлических потерь оно достигнуто. А в этом отношении трубчатые интенсифицированные теплообменники ощутимо эффективней ПРТА.

Для примера воспользуемся данными / 6 / Рис. 2, где приведены графические зависимости коэффициентов теплоотдачи различных теплообменных поверхностей  в функции удельной энергии гидравлических потерь  , где   – объемный расход теплоносителя через канал,   – гидравлическое сопротивление канала,   – рабочая поверхность канала. Видно, что пластинчатые поверхности по комплексному показателю теплогидравлической эффективности значительно опережают гладкие трубы.
Однако если на это поле нанести данные современных теплообменных труб с кольцевой накаткой при dr=8,5…10 мм картина меняется на противоположную: при равной теплоотдаче пластины имеют примерно в двое худшее сопротивление.

Что касается массовых характеристик, то если ПРТА не сравнивать с кожухотрубными теплообменниками полувековой давности (например, ГОСТ 27590), то они выглядят скромно.

На рис.3 приведены сравнительные данные трубчатых теплообменников ПМКИ и ПРТА с пластинами Sondex. Видно, что почти во всем диапазоне типоразмеров пластинчатые аппараты уступают трубчатым. И это при том, что толщина стенок трубок ПМКИ составляет 1,0 мм, что в 2 раза превышает толщину сравниваемых пластин Sondex.

Если же сравнивать ПРТА с тонкостенными кожухотрубными аппаратами, например серии ТТАИ (производитель ООО “Теплообмен”), то проигрыш ПРТА по данному параметру увеличивается на порядок / 2 /.

Декларируемая производителями высокая коррозионная стойкость и ресурс ПРТА при эксплуатации в составе теплосетей, к сожалению не подтверждается. Хотя на первый взгляд, подбор материалов пластин и прокладок должен обеспечить нормальную эксплуатацию ПРТА в течение 10…12 лет.

Наиболее опасным врагом ПРТА являются растворенные и взвешенные вещества, в изобилии присутствующие в наших теплосетях. В первую очередь это соли жёсткости и гидроокись железа. После первой же очистки адгезия отложений возрастает примерно в 2 раза. После второй очистки – дальнейшее ухудшение противонакипных свойств, связанное с ростом шероховатости пластин. Подогреватели пятого-шестого года эксплуатации на многих объектах требуют очистки раз в 4…8 недель.

Отметим, что обещанная производителями легкость сборки-разборки и очистки остается в теории. На практике, химическая очистка, чаще всего, не даёт полного избавления от отложений. Промывочные растворы в системе параллельных каналов ПРТА, как правило, пробивают наиболее легкую дорожку, очищают ее до блеска, оставляя практически не тронутой грязь в застойных, плохо промываемых зонах и узкостях. Проконтролировать степень очистки ПРТА без разборки практически невозможно, а внешние признаки хода реакции очистки – пена и видимая грязь в растворе могут отсутствовать.

Разборка загрязненного ПРТА – отдельная проблема, чреватая порчей как пластин, так и прокладок. Опыт эксплуатации показывает, что при разборке ПРТА загрязненных твердой накипью на основе солей карбонатной жескости выходит из строя до 5% пластин. Прокладки выдерживают 4..5 разборок.

Но самая большая опасность кроется не в самих не смытых частицах отложений, а в остатках кислых моющих растворов, которые сохраняются после мойки и нейтрализации в порах накипи, под ней и в микрозазорах под прокладками.

При эксплуатации с температурами 70…115 °С активность ионов моющих растворов  резко повышается и инициирует питтинговую электоркоррозию, которая и является основной причиной выхода из строя пластин ПРТА. Осмотр испорченных пластин ПРТА выявляет наибольшее количество сквозных питтингов по периметру в районе установки прокладок.

Современные трубчатые интенсифицированные теплообменники значительно меньше подвержены пагубному влиянию отложений.

Во-первых, гидравлический диаметр каналов кожухотрубных аппаратов, работающих  в составе теплосетей, в 1,5…3,0 раза превышает размеры каналов ПРТА, в связи с чем практически все взвешенные частицы свободно проходят через теплообменник не создавая условий для образования пробок.

Во-вторых, симметрия каналов труб и линейность их осей способствуют симметричному равномерному течению, в котором затруднено формирование зародышей накипеобразования.

В-третьих, гидравлически эффективные пристенные турбулизаторы позволяют эксплуатировать кожухотрубные теплообменники при  повышенных скоростях течения (1.5…2,5 м/с), что способствует формированию вихрей с высокой энергией, обеспечивающих смещение баланса накопления и уноса отложений в сторону уноса.

В-четвертых, прямые каналы трубчатых аппаратов легко контролируются на предмет отложений визуально и в случае необходимости, могут быть очищены механически.
В связи с отмеченным, скорость загрязнения трубчатых интенсифицированных теплообменников по результатам эксплуатации в 2,5…3 раза ниже, чем пластинчатых.

Кожухотрубные аппараты не требовательны к качеству воды и не нуждаются в обязательной установке перед ними сетчатых и иных фильтров.

Последствия загрязнения в кожухотрубных аппаратах проявляются менее остро, чем в пластинчатых.

Высокий ресурс теплообменных аппаратов не может быть обеспечен без решения вопроса о прочности их элементов на всех эксплуатационных режимах.

Расчет прочности кожухоотрубных теплообменников выполняется согласно следующим нормативным документам: ГОСТ 14249-89 “Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность”, ГОСТ 25859-83 “Сосуды и аппараты стальные. Нормы и методы расчета на прочность при малоцикловых нагрузках”, РД 26-14-88 “Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность. Элементы теплообменных аппаратов”.

Перечисленные документы содержат надежные апробированные методики, соответствующие требованиям Госгортехнадзора, обеспечивающие высокие запасы прочности: по элементам корпуса и фланцам – 350…400%, по трубкам 1000-1500% по отношению к номинальным допускаемым напряжениям. Следствием этого являются очень высокие показатели прочности кожухотрубных ТА. Практически отсутствуют случаи разрывов элементов корпуса и труб как на всех эксплуатационных режимах, так и при их нарушении. Кожухотрубные ТА выдерживают термоудары, гидроудары, механическое воздействие со стороны присоединенных трубопроводов.

Нормативных методик расчета прочности ПРТА аналогичного уровня пока не существует. Зарубежные производители вообще не раскрывают, какими методиками они пользуются. Сопроводительная документация ПРТА содержит лишь сведения о рабочем и допустимом давлении в полостях. Все производители обязательно указывают ограничение по допустимой скорости прогрева – охлаждения ПРТА, а так же ограничения по допустимой скорости изменения давления в полостях. Это говорит о высокой чувствительности ПРТА к нарушению режимов эксплуатации и существенно меньших запасах прочности их элементов.

Благодаря компактности и форме приближенной к параллелепипеду ПРТА хорошо компонуются в составе котельных и теплопунктов, в том числе там, где ограничены площади. При этом ПРТА имеют значительные преимущества перед кожухотрубными теплообменниками старых конструкций, например, по ГОСТ 27590.

Однако, если сравнивать современные ПРТА и новые кожухотрубные аппараты (ПМКИ, ТТАИ и др.) ни о каком преимуществе по компоновке говорить не приходится: производители кожухотрубных теплообменников предлагают компактные аппараты любых конфигураций с удобным размещением патрубков и элементов крепления, которые удовлетворяют любым самым жестким требованиям по компоновке.

На рис. 4 приведена фотография котельной (пос. Б. Мурашкино, Нижегородской обл.) с двумя установленными подогревателями марки ПМКИ-26,2/44 с номинальным тепловым потоком 1,5 МВт каждый, которыми на шестой год эксплуатации были заменены два вышедших из строя пластинчатых подогревателя одной из ведущих зарубежных фирм. Подогреватели ПМКИ установлены на штатных местах и присоединены к штатным фланцам трубопроводов системы котельной. По данным владельца котельной, после установки подогревателей ПМКИ прекратились случаи отключения котлов из-за перегрева котельного контура, увеличилась подача теплоносителя в сеть, котельная вышла на полную мощность.

Выполненный краткий сравнительный анализ не выявляет какого-либо преимущества ПРТА в эксплуатации.

Значит, источник энергии дилеров ПРТА лежит не в области достоинств, которыми воспользуется потребитель продукции, а в области достоинств, которыми воспользуется производитель и продавец.

Действительно, ПРТА – выгодный продукт для внедрения на российский рынок. Свойства ПРТА соответствуют требованиям популярной экономической стратегии: производитель получает прибыль не столько от продажи техники, сколько от ее обслуживания.

Пластинчатые подогреватели, нормально отработав гарантийный срок, неминуемо загрязняются, последующие сборки-разборки и очистки требуют дорогого промывочного раствора, фирменных промывочных устройств, дорогих оригинальных прокладок, заменяемых и дополнительных пластин, сопутствующих расходных материалов и др. Все эти элементы стандартизированы только в пределах предприятия-изготовителя, всвязи с чем эксплуатационник может обратиться за запчастями и расходными материалами только к производителю или его дилерам.

Производители кожухотрубных теплообменников придерживаются традиционной российской стратегии: техника рассчитана на максимально возможный срок работы, эксплуатационные затраты потребителя минимальны. Этим во многом объясняется то, что тенденция к минимизации габаритов и массы трубчатых аппаратов не сопровождается снижением запасов прочности, уменьшением надежности или ухудшением других характеристик.

Совершенствование параметров трубчатых аппаратов идет, главным образом, благодаря внедрению новейших достижений теории теплообмена, применению оптимальных схем движения теплоносителей, использования новых технологических приемов и конструктивных решений.

Так продолжает совершенствоваться прекрасно зарекомендовавшая себя технология интенсификации теплоотдачи труб с применением кольцевой и винтовой накатки./ 4 / Одновременно идут перспективные разработки по применению технологии луночной интенсификации теплоотдачи. / 7 /
Новые эффективные конструктивные решения получены с применением современных технологий аргонно-дуговой и электронно-лучевой сварки, MIG-пайки, применения высокопрочных клеевых составов и др.

Литература:
1. Пермяков В. А. И др. К вопросу выбора типа водо-водяных подогревателей для систем теплоснабжения // Промышленная энергетика, 2000. №4, с. 37-44.
2. Барон В. Г. Тонкостенные теплообменные интенсифицированные аппараты – альтернатива пластинчатым теплообменникам. // Теплоэнергоэффективные технологии, 2003. №4 с. 52 55.
3. Будов В. М., Дмитриев С. М. Форсированные теплообменники ЯЭУ. – М.: Энергоатомиздат, 1989, – 176 с.
4. Калинин Э. К., Дрейцер Г. А., Копп И. З., Мякочин А. С. Эффективные поверхности теплообмена. – М.: Энергоатомиздат, 1998, – 408 с.
5. Дилевская Е. В. Криогенные микрохолодильники. М.: Машиностроение, 1978. – 165 с.
6. Барановский Н. В., Коваленко Л. М., Ястребенецкий А. Р. Пластинчатые и спиральные теплообменники. М.: Машиностроение, 1973. – 288 с.
7. Мунябин К.Л. Теплоотдача и гидродинамическое сопротивление при обтекании поверхностей формованных сферическими углублениями. Труды III Российской Национальной Конференции по Теплообмену в 8 томах. Т. 6. Интенсификация теплообмена. Радиационный и сложный теплообмен. М.: изд. МЭИ, 2002 г. с 155-158

Рис 1

Рис 2 – 1 – тип П-2 при dэ=0,0059 м; 2 – тип П-5; 3 – тип «Альборн-149»; 4 – тип «Парафлоу НХ» при dэ=0,004 м; 5 – тип в елку «1-05», Sн=14 мм; 6 – тип в елку «П-05М», Sн=18 мм; 7 – тип «Розенблад 3S»; 8 – тип «Суперплейт-Е»; 9 – труба диаметром 25 мм; 10 – труба диаметром 38 мм; 11 – спиральный теплообменник при dэ=0,02 м; 12 – пластина канальчатая «Астра»; 13 – труба диаметром 12?1 мм, профилированная, с кольцевой накаткой dотн= 0,948, tотн=0,5; 14 – труба диаметром 10?0,8 мм, профилированная, с кольцевой накаткой dотн= 0,95, tотн=0,595

Рис 3

Рис 4

При разработке котлов-утилизаторов для ТЭС специалисты ООО «Гидротермаль» – Директор по технической политике  Валиулин С.Н. и главный конструктор Бурдастов Н.Н.,  использовали свой личный почти двадцатилетний опыт создания компактного теплообменного оборудования из коррозийно-стойких сталей, опыт разработки и постройки комплексных систем утилизации тепла для судов речного флота, а также данные об особенностях  эксплуатации котлов-утилизаторов ведущих зарубежных и отечественных производителей в составе современных поршневых и газотрубных мини-ТЭС.

Рабочее проектирование котлов-утилизаторов ООО «Гадротермаль» началось в 2002г. и продолжается по настоящее время.

Созданы два принципиально различных типоразмерных вида котлов-утилизаторов, обладающих своими достоинствами и недостатками:

1. Котлы-утилизаторы водогрейные интенсифицированные газотрубные серии КУВИ.

Котлы КУВИ предназначены для работы с дизельными, газопоршневыми и газотрубными генераторами механической мощностью от 100 до 1000 кВт.

Рабочая температура горячих газов на входе – до 600°С на выходе 120-150°С.

В качестве нагреваемого теплоносителя может использоваться как вода, так и растворы этиленгликоля  с температурой до 115°С.

Котлы КУВИ выполнены по схеме перекрестно точного теплообменника с общим  противотоком. При этом по газу предусматривается один ход, а по жидкости от 3 до 8 ходов.

Котел- утилизатор КУВИ-16

Для работы в составе дизельных ТЭС материалом для всех элементов котлов является коррозийностойкая сталь 10Х17Н13М2Т.
Для совместной работы с газопоршневыми генераторами все детали изготавливаются из сталей 08Х18Н9Т, 12Х18Н9Т (либо аналог AISI 321).
На корпусе всех котлов КУВИ предусмотрен гофр – термокомпенсатор, исключающий повреждения трубок при пусковых, маневровых рабочих режимах.
Коническая передняя крышка всех котлов содержит систему диффузоров- распределителей газа на входе в трубный пучок.

Котел- утилизатор КУВИ-32,2/625

Этим обеспечивается равномерная раздача теплоносителя, исключаются местные перегревы и в целом повышается тепловая эффективность котлов.

Задняя крышка котлов содержит плоский мембранный участок, позволяющий при необходимости устанавливать котлы КУВИ без сильфонных термокомпенсаторов на отводящем трубопроводе.

На корпусе всех котлов имеются штуцеры отвода воздуха и слива воды.

На передней крышке установлен лючок увеличенного диаметра для удаления сажи после механической очистки. На задней крышке имеется штуцер отвода конденсата.

На корпусе в нижней части установлен, кроме того, лючок для удаления шлама.

После появления на отечественном рынке новых теплоизоляционных материалов на котлах КУВИ монтируется тепловая защита передней трубной решетки из термокартона на основе муллитокремнеземистого волокна.

На всех котлах КУВИ используются цельнотянутые либо электросварные трубки с диаметром от 16 до 25 мм. с толщиной стенки от 1 до 1,5 мм.

Трубки профилируются для интенсификации теплообмена.

Благодаря малому диаметру труб, плотной компоновке и профилировке труб достигнуты очень высокие массогабаритные характеристики котлов КУВИ. В связи с этим котлы КУВИ легко монтируются в условиях самых жестких массогабаритных ограничений. При этом, как правило, не требуется специальной подъемно транспортной техники.
Регулировка теплопроизводительности котлов КУВИ производится перепуском горячих газов по байпасному трубопроводу. С этой целью котлы КУВИ по требованию заказчика снабжаются байпасными трубопроводами с высокотемпературными поворотными электроприводными заслонками.

Котел- утилизатор КУВИ-18 с байпасными трубопроводами и регулирующей арматурой на отгрузке.

Котел- утилизатор КУВИ-69 с байпасными трубопроводами и регулирующими заслонками Ду 350 и Ду 400.

Как и другие газотрубные котлы, аппараты КУВИ имеют низкую температуру поверхности корпуса и не требуют мощной теплоизоляции.

Котлы КУВИ имеют недостатки общие для всех газотрубных котлов.

В первую очередь это затрудненная очистка межтрубного внутрикорпусного пространства от накипных и иных отложений. Дело в том, что образование отложений в разных местах котла идет с разной степенью интенсивности, переменным является состав отложений. Полностью удалить загрязнения в связи с этим очень непросто, особенно в районе передней трубной решетки.

По мере эксплуатации, загрязнения, ухудшая условия охлаждения узлов крепления трубок в передней трубной решетке, способствуют усилению процессов изменения структуры стали и возникновению коррозии, что со временем может привести к разгерметизации узлов крепления трубок.

В связи с этим, к воде циркулирующей в газотрубных утилизационных котлах предъявляются повышенные требования по содержанию солей временной жесткости,
растворенных газов и других примесей.

Эксплуатирующие службы должны обеспечивать качество и сроки очистки котлов.

Во вторую очередь необходимо иметь в виду, что обязательная периодическая очистка внутренней поверхности трубок от сажи может привести к повреждению термозащиты  передней трубной решетки, что может потребовать ремонта либо переустановки защиты.

2. Котлы-утилизаторы водогрейные интенсифицированные водотрубные серии КУВИв.

Котлы-утилизаторы КУВИв предназначены для совместной работы  с дизельными, газопоршневыми и газотрубными генераторами механической мощностью от 200 до   2000 кВт.

Рабочая температура горячих газов на выходе – до 600°С. Конструктивные особенности котлов КУВИв позволяют при необходимости довести эту температуру до 750°С. Температура газов на выходе 120-150°С.

Нагреваемый теплоноситель – вода, растворы этиленгликоля, иные негорючие некоррозийноактивные жидкости по согласованию с заводом-изготовителем с температурой до 115°С.

Котлы КУВИв выполнены по схеме многоходового перекрестного реверсного по газу прямотрубного теплообменника.

Котел- утилизатор КУВИв-400,880,1500
с байпасными трубопроводами и
регулирующими заслонками Ду 350 и Ду 400.

Особенностью конструкции КУВИв является то, что выбранная схема, в отличие от других известных водотрубных котлов, обеспечивает значительное снижение температуры кожуха с 600°С характерного для котлов известных конструкций, до 250-300°С.

В результате, в котлах КУВИв значительно снижены термические напряжения и тепловая нагрузка корпуса. Как следствие, исключено появление на корпусе термических и усталостных трещин, ликвидировано окалинообразование.

Также как в котлах КУВИ для работы в составе дизельных ТЭС детали КУВИв изготавливаются из стали 10Х17Н13М2Т. Для ТЭС, работающих на природном газе, детали котлов КУВИв изготавливаются из сталей 08Х18Н10Т и 12Х18Н9Т и их аналогов.

На корпусе всех котлов КУВИв имеются гофр-компенсаторы температурных расширений.

Котел- утилизатор КУВИв-250,610,1250

Внутри котлов имеется система дифлекторов, обеспечивающих равномерное обтекание всех трубок.

Передний и задний водяные коллекторы снабжены съемными кольцевыми крышками, обеспечивающими возможность осмотра, обслуживания и ремонта водяной полости котлов.

Доступ к межтрубному пространству котла обеспечивается через входной и выходной газовые патрубки, а так же через люки в нижней и верхней частях кожуха.

На водяных коллекторах установлены патрубки воздухоудаления и дренажа.

По требованию заказчика котлы КУВИв поставляются с изоляцией.

Котел- утилизатор КУВИв-400,880,1500
с байпасными трубопроводами и
заслонками в теплоизоляции

Котлы КУВИв имеют традиционные для водотрубных котлов положительные свойства:
- стабильно низкие температуры (до 120°С) всех водоохлаждающих элементов, как следствие – повышенную надежность, химическую и коррозионную стойкость,
- высокая маневренность (быстрая реакция на повышение температуры и расхода теплоносителя),
- отсутствие высокого давления в корпусе котла,
- стабильно высокие коэффициенты теплопередачи во всех элементах теплообменной поверхности.
Имеются новые положительные свойства, присущие только котлам КУВИв:
- осевая цилиндрическая компоновка котла (включая газовые патрубки и теплообменные трубки) обеспечивает высокую компактность котлов КУВИв и удобство монтажа в любых стесненных условиях, в т.ч. при контейнерной компоновке и размещении теплоутилизаторов в качестве дополнительного оборудования в рамках модернизации электростанций:
- возможность механической очистки внутренней поверхности труб от накипных отложений,
-пониженная температура корпуса и как следствие уменьшение толщины изоляции и снижение тепловых потерь.

В активе ООО «Гидротермаль» к настоящему моменту (март 2008 г.) имеется достаточно развитый ряд котлов КУВИв, позволяющий согласованно работать этим аппаратам со всеми имеющимися на отечественном рынке Российскими и зарубежными двигателями механической мощностью от 200 кВт до 2,0 МВт.

В настоящее время расширение ряда КУВИв идет как в сторону уменьшения, так и увеличения мощности.

В конце второго квартала 2008 г. Будут готовы проекты котлов, работающих с двигателями механической мощностью 100 кВт, а так же 3,6 МВт.

В конце 2008 г. планируется подготовка рабочей документации по котлу КУВИв для двигателя мощностью 7-9 МВт.

На март 2008 г. в эксплуатации находится 45 котлов КУВИв, установленных на дизельных и газопоршневых ТЭС как в России, так и в ближнем зарубежье.

Ни одного случая разгерметизации труб (в сумме  25 000 шт.)  или элементов корпуса по котлам КУВИв не зафиксировано, что говорит о правильности принятых технических решений и высокой надежности котлов КУВИв.

Звоните!

Мы проектируем и разрабатываем лучшее Теплообменное Оборудование – Надёжное и Долговечное!
Произведём и установим для Вас Теплообменное Оборудование, наиболее оптимально под Ваши задачи!
Оборудование проектируется в соответствии российским и мировым стандартам – по нашим уникальным разработкам!

Телефоны:
в Нижнем Новгороде (831) 432-00-00, 432-20-00, 434-43-33