Производство и продажа теплообменников. Теплообменное оборудование, подогреватели, бойлеры, котлы-утилизаторы, кожухотрубные теплообменники, заслонки газовые поворотные шиберные, заслонки высокотемпературные, охладители наддувочного воздуха, охладители дизелей, охладители масла, охладители судовые, фильтры-сепараторы, фильтры сетевые, пароводяные подогреватели, паровые бойлеры, промышленные электрокотлы, электроводонагреватели, когенерационные установки, расчет теплообменников, когенераторы.» – ООО “Гидротермаль”

Аренда Автокранов

admin — Mon, 07 Jun 2010 18:56:05 +0000

Оптимизируем производственные процессы!

Для частных лиц, а также для профессионалов из строительных компаний, монтажных организаций Нижнего Новгорода и Нижегородской области не секрет, что содержать свой автопарк спецтехники дорого и проблематично.
Нужно продумать целый ряд решений, связанных с хранением, ремонтом и обслуживанием оборудования, плюс необходимо содержать дополнительный штат обслуживающего персонала, решать вопросы по оформлению спецтехники, а также искать возможные варианты ее дальнейшей эксплуатации.

Наша компания предлагает в Аренду Собственные Автокраны:

- Автокран Ивановец КС-35714 – Грузоподъемность 16 т., Длина стрелы – 18 м
- Автокран КС-6472 «Январец» – Грузоподъемность – 40 т., Длина стрелы – 34,5 м.
- Автокран КС-6471 «А» «Январец» – Грузоподъемность – 40 т., Длина стрелы – 34,5 м.
- Автокран КС-6476 «Газакс» – Грузоподъемность – 50 т., Длина стрелы – 34 м. + удлинитель 14,5м.

Не забывайте о том, что заказывая Автокран в аренду, Вы получаете профессионально укомплектованную технику со всей необходимой документацией.

Наши Автокраны помогут Вам качественно и в срок выполнить следующие виды работ:

Строительно-монтажные работы;
Монтажные работы на большой высоте;
Монтаж тяжеловесных и крупногабаритных конструкций;
Монтаж дымовых труб котельных и ТЭЦ;
Погрузо-разгрузочные работы тяжелых и негабаритных грузов;
Монтаж вентиляционного оборудования на крышу зданий;
Работы, связанные с монтажом вышек сотовой связи;
Демонтаж старых конструкций и строений;
Другие работы, связанные с эксплуатацией кранов

Оказываем индивидуальный подход к решению Ваших проблем – при необходимости возможен выезд специалиста на объект для оценки проведения необходимого вида работ.

Подробные консультации по эксплуатации автокранов, возможности их аренды, условиям и порядку оплаты Вы можете получить по телефону:
8-909-288-82-01 – контактное лицо – Жаринов Юрий Алексеевич.

Наши условия Вас обрадуют!

Контакты:
Тел.: (831) 413-93-36
Моб.: 8-909-288-82-01
E-mail: hurtin@rambler.ru

ОГРН 304526213400057
ИНН 526206450434

Эффективность применения электрического котла в составе когенерационной дизель-электрической установки

admin — Sat, 08 May 2010 14:06:38 +0000

Эффективность применения электрического котла в составе когенерационной дизель-электрической установки

Валиулин С.Н. директор по технической политике
Фролов М.В. начальник отдела автоматизации

Совместная выработка электроэнергии и тепла, называемая когенерацией, в стационарных, судовых и других электрогенераторных установках получила в настоящее время широкое распространение благодаря высоким экономическим показателям. В настоящее время на многих речных судах используется схема выработки электроэнергии и тепла с применением теплоутилизационного оборудования в составе судовой электростанции. При этом теплоутилизационное оборудование включает котлы-утилизаторы, отбирающие теплоту от отработавших газов дизель-генератора (ДГ), и утилизационные водо-водяные теплообменники, отбирающие теплоту из контура охлаждения ДГ [1-4]. При ряде положительных свойств такая схема обладает некоторыми серьезными недостатками.

Во-первых, жесткая зависимость выработки электроэнергии и тепла для согласования графиков выработки и потребления теплоты требует периодического включения автономного котла, что снижает эффективность работы системы.

В частности, на рис.1. показано влияние электрической нагрузки на теплопроизводи-тельность системы когенерации на конкретном примере дизель-электрического агрегата с утилизацией тепловых потоков отработавших газов и контура охлаждения на базе двигателя Caterpillar G3512 ( где Ф- тепловой поток системы утилизации, кВт, Nэ- электрическая нагрузка генератора, кВт). Видно, что теплопроизводительность и нагрузка связаны однозначно.

Во-вторых, включение в нагрузку электростанции мощных потребителей и потребителей одно- и двухфазных по произвольной программе приводит к неравномерной нагрузке генератора по фазам, что инициирует снижение качества электроэнергии, приводит к вибрации двигателей и элементов валов ДГ.

Авторами предлагается новая схема судовой электростанции для выработки электроэнергии и теплоты (рис.2), где приняты следующие обозначения: 1- дизельный двигатель, 2- электрогенератор, 3 – датчики активной мощности каждой фазы, 4 –микропроцессорный блок управления, 5- утилизационный теплообменник, 6-котел-утилизатор, 7 – блок коммутации, 8 – электрокотел.

Особенностью электрокотла является то, что он имеет три группы электронагревателей (ТЭНов), каждая группа включается в нагрузку генератора на отдельную фазу, и, кроме того, имеет несколько ступеней нагрузки.

Предложенная схема ТЭС с электрокотлом позволяет в значительной мере нейтрализовать отмеченные выше недостатки известных систем.

Принцип работы ТЭС заключается в следующем. При работе ДГ теплота отбирается из контура охлаждения и от отработавших газов и передается нагреваемому теплоносителю. Первой ступенью подогрева являются утилизационный теплообменник, а второй – котел-утилизатор. Третьей ступенью является электрокотел, который выполняет несколько функций:

Регулировка мощности ТЭС в сторону увеличения теплопроизводительности
Перераспределение нагрузки генератора между электропотребителем и электрокотлом с учетом неравномерной нагрузки по фазам синхронного генератора
Обеспечение плавного набора мощности ДГ при подключении мощных потребителей

Указанные функции электрокотла обеспечиваются благодаря возможности ступенчатого включения ТЭНов контроллерной системой независимо на каждой фазе с обеспечением заданной температуры и суммарной электрической нагрузки ДГ.

Для проверки указанных положений спроектирован и построен экспериментальный стенд. При его создании, авторы исходили из необходимости полезного использования максимальной доли вторичных тепловых потоков в теплообменных аппаратах с наибольшей тепловой эффективностью. В качестве основных элементов опытный установки применены: электростанция с дизельным двигателем СД245.2.11 (4ЧН 11/12) и генератором БГ-60 номинальной электрической мощностью 60 кВт; котел-утилизатор водогрейный газотрубный интенсифицированный КУВИ-5,6 с площадью теплообменной поверхности 5,6 кв.метров, тепловой эффективностью 0,91; комбинированный водо-водяной водомасляный утилизационный теплообменник ПМКИ 2,3/2,3 с общей площадью теплообменной поверхности 4,6 кв.метра; электрокотел (трехфазный) проточный полной мощностью 48 кВт с четырьмя ступенями мощности на каждой фазе.

В качестве нагрузки генератора использованы электрокотел, группа вентиляторов систем вентиляции и станочное оборудование предприятия, на базе которого проводились испытания, что позволяло изменять суммарную нагрузку в пределах от 0 до 60 кВт, варьируя доли мощности котла и электродвигателей в пределах от 0 до 100% с шагом около 5%.

Измерительная аппаратура опытной установки позволяла контролировать следующие параметры: расход топлива на всех режимах; расход воздуха на входе в двигатель на всех режимах; электрические параметры нагрузки на клеммах генератора (активная и реактивная мощность, коэффициент мощности); температуру отработавших газов перед котлом-утилизатором и за ним; температуру охлаждающей жидкости и масла на выходе и входе в двигатель; температуру нагреваемой среды на выходе и входе утилизационного теплообменника, котла-утилизатора и электрокотла.

После пуско-наладочных работ на стенде выполнено экспериментальное исследование влияния неравномерной нагрузки по фазам синхронного генератора на характеристики первичного дизельного двигателя, в том числе:

Интенсивность крутильных колебаний в системе ДГ
Эмиссия СО, NO
Температура отработавших газов

В экспериментах нагрузка генератора находилась в пределах от 0 до 100%. В качестве потребителя электроэнергии использовалась батарея нихромовых резистивных элементов. Для создания неравномерной нагрузки резистивные элементы коммутировались необходимым образом. ДГ в режиме неравномерной активной нагрузки работал до выхода на установившийся режим по контролируемым параметрам, после чего система при помощи электрокотла приводилась в состояние равномерной активной нагрузки.

Торсиографирование крутильных колебаний носового конца коленчатого вала двигателя показало, что влияние неравномерной активной нагрузки по фазам на колебания вала начинает проявляться при неравномерности, превышающей 5%. При этом возрастает амплитуда колебаний и на основную гармонику начинают накладываться дополнительные гармоники, в основном третья и пятая. Для иллюстрации на рис.4 приведены графики колебаний конца вала: при равномерной стопроцентной нагрузке (кривая А), график колебаний при нагрузке по фазам 75-100-25% (кривая Б), график колебаний при нагрузке по фазам 25-50-50% (кривая Б).

Авторы отдают себе отчет в том, что измерение параметров колебаний в единственном сечении коленчатого вала не раскрывает всей картины влияния неравномерной активной нагрузки по фазам на динамику элементов кривошипно-шатунного механизма. Кроме того, как показали расчеты крутильных колебаний, влияние исследуемой неравномерности должно сказываться различным образом на различных дизель-генераторных установках. Тем не менее, тенденции этого влияния имеют общее направление. В связи с чем авторы считают возможным по полученным результатам делать общие выводы.

На графиках рис.3, рис.4 приведены зависимости параметров первичного двигателя ДГ от суммарной нагрузки в двух режимах: равномерной и неравномерной активной нагрузках по фазам.

Рис. 3. Кривая 1 – эмиссия СО при равномерной нагрузке; кривая 2 – эмиссия NOx при равномерной активной нагрузке; кривая 3 – температура отработавших газов при равномерной нагрузке; кривая 4 – эмиссия СО при неравномерной активной нагрузке 25 %; кривая 5 – эмиссия NOx при неравномерной активной нагрузке 25 %; кривая 6 – температура отработавших газов при неравномерной активной нагрузке 25 %.

Рис. 4. Показаны графики торсиографирования носового конца коленчатого вала ДГ: при равномерной стопроцентной нагрузке (кривая А); график колебаний при нагрузке по фазам 75-100-25% (кривая Б); график колебаний при нагрузке по фазам 25-50-50% (кривая В). По оси абсцисс (от 0 до 180) показан угол поворота коленчатого вала. По оси ординат показана неравномерность вращения коленчатого вала в относительной шкале 0,0005.

Видно, что температура отработавших газов ощутимо зависит от неравномерности активной нагрузки по фазам генератора (рис.3, кривая 3 – равномерная нагрузка, кривая 6 – неравномерность активной нагрузки 25 %). Этот результат можно объяснить возможным ухудшением качества распыла топлива при наложении дополнительных гармоник на элементы привода топливного насоса и догоранием отдельных капель топлива на фазе расширения.

Заметным оказалось влияние неравномерной активной нагрузки по фазам на величину эмиссии NOx (рис.3, кривая 2 – равномерная нагрузка, кривая 5 – неравномерность активной нагрузки 25 %). Можно предположить, что колебательный процесс привел в периоды активного горения топлива к некоторому росту максимальной температуры цикла, что и явилось основной причиной увеличения эмиссии NOx.

Некоторое влияние неравномерная активная нагрузка по фазам генератора оказала на образование СО (рис.3, кривая 1 – равномерная нагрузка, кривая 4 – неравномерность активной нагрузки 25 %). Объяснить этот результат также можно отрицательным воздействием крутильных колебаний коленчатого вала на работу топливной аппаратуры.

В то же время суммарное воздействие различных факторов, связанных с неравномерной нагрузкой генератора по фазам, на топливной экономичности дизель-генератора сказалось незначительно и не превысило доверительный интервал погрешности эксперимента.

По-видимому, частота колебаний параметров, связанных с неравномерностью вращения вала достаточно высока, чтобы полные циклы колебаний завершались в пределах основных тактов двигателя, что не ухудшает процессы сжатия, расширения и газообмена.

Основной практической целью использования электрокотла, по замыслу авторов, в когенерационных дизель-генераторных установках было выравнивание активных нагрузок по фазам генератора при неравномерном нагружении одно- и двухфазными электропотребителями. Заметим, что сама по себе выработка тепла электрокотлом считается крайне неэффективным энергетическим преобразованием и применяется там, где без этого трудно обойтись, например, при подогреве тяжелых нефтепродуктов перед сжиганием в судовых энергетических установках, подогреве питьевой воды в жилых домах в летнее время и проч.

Однако, это положение справедливо лишь тогда, когда получение электроэнергии сопровождается потерей вторичного тепла. Применение электрокотла в составе когенерационной установки принципиально меняет соотношение статей энергетического баланса и позволяет резко увеличить эффективность использования энергии топлива, КПД всей системы.

Другое направление экспериментального исследования, проведенное на стенде – определение энергетических показателей каждого из элементов когенерационной установки и КПД в целом в широком диапазоне режимов нагрузки. Осуществлены следующие ступени нагрузки: 25%, 50%, 75%, 100%.

В пределах каждой из указанных ступеней характер нагрузки менялся от активной до активно-индуктивной с шагом 2-4 кВт с сохранением примерного постоянства мощности дизельного двигателя в пределах продолжительности измерения.

Каждый экспериментальный режим повторялся не менее трех раз, что дало возможность провести статистическую обработку данных, в том числе найти доверительный интервал и убедиться в значимости полученных результатов.

После обработки данных эксперимента все полезно используемые потоки энергии (тепло и электроэнергия) суммировались. При расчете КПД использовалась формула:

– кпд преобразования энергии топлива,

– электрическая мощность ТЭС, передаваемая электропотребителю, кВт,

– теплота, переданная потребителю из системы утилизации, кВт,

– теплота, полученная в электрокотле и переданная теплопотребителю, кВт,

– низшая теплота сгорания топлива, кДж/кг,

– расход топлива, кг/с.

На рис.5 приведены графики значений КПД преобразования энергии топлива в функции электрической нагрузки генератора при различных значениях долевой составляющей мощности электрокотла. Выраженное расслоение кривых КПД в зависимости от доли нагрузки электрокотла объясняется изменением КПД синхронного генератора при изменении реактивной составляющей нагрузки с изменением теплопро-изводительности котла.

Рис. 5. Кривая 1 – 100% нагрузки генератора составляет нагрузка ТЭНов электрокотла; кривая 2 – 75% нагрузки генератора составляет нагрузка ТЭНов электрокотла; кривая 3 – 25% нагрузки генератора составляет нагрузка ТЭНов электрокотла.

Проделанная экспериментальная работа показала, что неравномерная активная нагрузка синхронного генератора может быть скомпенсирована при помощи балластного электрокотла. Так при соответствующем компенсирующем подключении ТЭНов электрокотла активная нагрузка приобретала характер равномерного распределения по фазам генератора, и при этом исчезали отмеченные признаки воздействия неравномерности на параметры первичного дизельного двигателя.

Полученные результаты экспериментов, по мнению авторов, представляют значительный интерес.

Во-первых, практически во всей исследованной области эффективность энергетических преобразований в предложенной когенерационной установке оказалась весьма высокой и составляла более 0,7 с максимальным значением 0,92.

Во-вторых, наивысшие значения КПД достигаются в случае выработки когенерационной установкой только тепла. С учетом того, что большинство автономных котлов небольшой мощности, в том числе судовых, работающих без экономайзеров, имеют КПД 0,82-0,86, применение когенерационных установок для выработки тепла является весьма перспективным.
Неоспоримо то, что для полноты экономической оценки необходимо учитывать капитальные затраты и весь спектр эксплуатационных расходов, но полученного результата достаточно для корректировки устоявшихся взглядов на комплектацию судовой энергетической установки или мини ТЭС.

В-третьих, применение электрокотла в составе когенерационной установке позволяет резко увеличить ее пиковую теплопроизводительность и маневренность. Например, в нашем случае при мощности на клеммах генератора 53 кВт суммарная теплопроизводительность при полной нагрузке генератора электрическим котлом составила 150 кВт, т.е. 280 % электрической нагрузки. Для сравнения, у большинства когенерационных установок, работающих в России и за рубежом, это соотношение составляет 110-120%. Это говорит о возможности расширения технологических режимов когенерационной установки с электрокотлом, и, в определенных случаях, о це-лесообразности отказа от пиковых котлов в составе мини-ТЭС или Судовых Энергетических Установок.

В-четвертых, наличие выраженного оптимума значений КПД и стабильной тенденции его увеличения с ростом доли активной нагрузки электрокотла позволяет рекомендовать либо закладывать в алгоритм регулировки когенерационной установки поддержание нагрузки в пределах 0,5-0,8 с приоритетом увеличения мощности электрокотла, с целью достижения максимальной топливной экономичности.

Комментируя полученные результаты, отметим, что наличие максимума на кривых эффективного КПД объясняется формой кривых эффективного КПД двигателя и КПД генератора, которые имеют максимум в зоне нагрузок 0,5-0,8.

Полученные результаты в целом позволяют пересмотреть обыденное мнение о малой эффективности электрокотлов в составе мощных энергетических установок. С учетом фактора высоких температурных напоров и высоких температур поверхности ТЭНов электрокотлов можно ожидать достижения удельных габаритов и масс, мощных электрокотлов в 2-3 раза лучших, чем у котлов газовых или дизельных.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Селиверстов В.И. Утилизация тепла в судовых дизельных установках. – Л.: Судостроение, 1973. – 218 с.
Кривов В.Г., Синатов С.А. Повышение эффективности дизельных энергоустановок путем утилизации отходящей теплоты // Двигателестроение. – 1979. – № 10. – С. 14–18.
Кривов В.Г., Синатов С.А., Гулин С.Д., Орлов А.Н., Поляков А.А. Комплексное электроснабжение на базе дизельных электростанций с внешней утилизацией отходящей теплоты // Двигателестроение. – 1988. – № 9. – С. 3–7.
Technology Characterization: Reciprocating Engines Prepared for: Environmental Protection Agency Climate Protection Partnership Division Washington, DC, Prepared by: Energy Nexus Group 1401 Wilson Blvd, Suite 1101 Arlington, Virginia 22209, February 2002.

Модернизация пароводяных подогревателей ПП

admin — Sat, 08 May 2010 12:15:14 +0000

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.

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 ПБ3-576-03. С точки зрения технологичности и надежности вальцовочных 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 диаэрированная 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 пере-городками и узлами крепления пароотбойников.

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.
- 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.

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.

Провисание трубок опасно те 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.
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.

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:

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.
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.

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.

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.

Подогреватели водо-водяные ПМКИ. Проектирование и производство

admin — Sat, 24 Apr 2010 11:34:41 +0000

Общая информация

Конструктивное
исполнение “22″

Конструктивное
исполнение “21х2″

Конструктивное
исполнение “33″

Конструктивное
исполнение “44″

Подогреватели водо-водяные ПМКИ (подогреватели многоходовые кожухотрубные интенсифицированные) являются собственной разработкой ООО “Гидротермаль” и изготавливаются по ТУ 4933-001-58960970-2004. Подогреватели водо-водяные ПМКИ представляют собой кожухотрубные теплообменные аппараты,бойлеры, конструкция которых оптимизирована для работы в тяжелых российских условиях эксплуатации.

Область использования

Подогреватели водо-водяные ПМКИ предназначены для работы в котельных и тепловых пунктах в составе систем теплоснабжения и горячего водоснабжения. Кроме того, они могут использоваться в качестве охладителей в системах энергетических установок, утилизаторов вторичной теплоты, подогревателей и охладителей технологических сред. Типоразмерный ряд подогревателей водо-водяных ПМКИ включает аппараты теплопроизводительностью от 60 до 3800 кВт.

Основные преимущества

В подогревателях водо-водяных ПМКИ использован ряд защищенных патентами новых технических решений, позволяющих резко улучшить все эксплуатационные характеристики в сравнении со стандартными подогревателями ПВ и любыми пластинчатыми теплообменниками. Массогабаритные показатели подогревателей воды ПМКИ соответствуют уровню разборных пластинчатых теплообменников. При этом сохранены традиционные положительные черты трубчатых аппаратов: прочность, неприхотливость в эксплуатации, умеренная стоимость. По устойчивости к атаке накипеобразующих элементов и и взвешенных загрязнений подогреватели водо-водяные ПМКИ опережают как пластинчатые теплообменники, так и кожухотрубные бойлеры ПВ.

Характерные особенности подогревателей водо-водяных ПМКИ

высокая скорость течения теплоносителей, система движения – противоток с продольным движением жидкости в межтрубном пространстве;
поверхность теплообменных труб имеет специальную профилировку, характеристики которой могут подбираться в зависимости от требований заказчика;
все элементы корпуса и трубного пучка изготавливаются из коррозионностойких легированных сталей;
конструкция крышек, а также коллекторов на корпусе позволяет расположить оси патрубков подогревателя в тех направлениях, которые предпочтительны с точки зрения монтажа и обвязки подогревателя трубопроводами;
высокий конструктивный запас прочности (соответствие требованиям ГОСТ 14249 89, ГОСТ 25859-83, РД 26-14-88);
высокая коррозионная стойкость в аэрированной и щелочной среде, в том числе при ведении аммиачно-щелочных режимов с pH=9+0,1 и pH=9,5+0,1;
герметичность трубной системы;
срок службы 25 лет и выше;
очистка любыми известными методами в т.ч. электрокавитационным, шарошками и т.п.

Звоните и Заказывайте!
Разработанные нами Подогреватели водо-водяные ПМКИ уникальны и превосходят по надёжности и техническим характеристикам все существующие аналоги, как кожухотрубные отечественные, так и импортные пластиночные теплообменники!

Телефоны:
в Нижнем Новгороде (831) 411-51-16, 411-51-17

1 – тип П-2 при d_э=0,0059 м; 2 – тип П-5; 3 – тип “Альборн-149″;
4 – тип “Парафлоу НХ” при d_э=0,004 м; 5 – тип в елку “1-05″, S_н=14 мм;
6 – тип в елку “П-05М”, S_н=18 мм; 7 – тип “Розенблад 3S”;
8 – тип “Суперплейт-Е”; 9 – труба диаметром 25 мм; 10 – труба диаметром 38 мм;
11 – спиральный теплообменник при d_э=0,02 м; 12 – пластина канальчатая “Астра”;
13 – труба диаметром 12х1 мм, профилированная, с кольцевой накаткой d_отн= 0,948, t_отн=0,5;
14 – труба диаметром 10х0,8 мм, профилированная, с кольцевой накаткой d_отн=0,95, t_отн=0,595.

Компоновочные решения

Подогреватели ПМКИ с целью увеличения мощности, живучести и функциональных возможностей могут компоноваться в блоки, содержащие два, четыре и более аппаратов.

Универсальное соединение подогревателей с возможностью параллельного, последовательного, параллельно-последовательного их включения и поочередного отключения для проведения сервисных мероприятий.

Соединение подогревателей ПМКИ исполнений “22″ или “44″ в соответствии с двух ступенчатой схемой системы горячего водоснабжения. В каждой ступени два аппарата по 50% мощности.

Параллельное соединение подогревателей водо-водяных ПМКИ исполнения “33″ с возможностью их попарного отключения для проведения сервисных мероприятий.

Соединение подогревателей ПМКИ исполнения “33″ в соответствии с двухступенчатой схемой системы горячего водоснабжения. В каждой ступени два аппарата по 50% мощности.

Подогреватели водо-водяные ПМКС рабочая температура до 200°С

admin — Sat, 24 Apr 2010 11:33:43 +0000

Разрабатывается типоразмерный ряд водо-водяных сетевых подогревателей повышенной мощности на рабочие параметры:

- давление до 1,6 МПа,

- температура до 200°С

Подача нагреваемой воды базовых подогревателей новой серии: 200; 300 и 500 м³ /ч.

В настоящее время выполнен проект первого аппарата: кожухотрубный, противоточный, многоходовой, с продольным течением обоих теплоносителей. Материал трубок, трубных решеток, корпуса и его элементов – стали корозионностойкие (базовый – 12Х18Н10Т). Трубка теплообменная ?16х1,0, профилированная.

Конструкция трубной системы предусматривает наличие конструктивных элементов, обеспечивающих устойчивость трубок и отсутствие колебаний, в том числе на неспецификационных режимах. На корпусе имеется S образный компенсатор температурных расширений.

Для удобства эксплуатации, например, при механической очистке загрязненных трубок передняя крышка теплообменника выполнена съемной и крепится к водяной камере подвода-отвода сетевой воды болтовым соединением М16.

Герметичность соединений на всех температурных режимах обеспечивается уплотнительным материалом на основе терморасширенного графита.

Базовая длинна трубной системы теплообменника – 2250 мм. Тепловая эффективность аппарата при этом ? = 0,71.

В зависимости от требований условий эксплуатации длина трубной системы может изменяться как в большую, так и в меньшую сторону. Основные характеристики нового теплообменного аппарата приведены в таблице.

Характеристика	Ед. изм.	Числ. знач.
Расход греющего теплоносителя	м³ /ч	200
Расход нагреваемого теплоносителя	м³/ч	200
Тепловая эффективность	-	0,71
Площадь теплообменной поверхности (по d нар. )	м²	130
Габаритная длина	мм	3250
Диаметр корпуса (без изоляции)	мм	710
Диаметр патрубков условный	мм	250
Рабочее давление	МПа	до 16
Температура рабочих жидкостей	°С	до 200
Масса (сухая)	кг	1900

В настоящее время готовятся технические условия на типоразмерный ряд новых подогревателей. Условное наименование пилотного проекта подогревателя – ПМКС-130/44 (подогреватель многоходовой кожухотрубный сетевой с площадью теплообменной поверхности 130 м² , четырехходовой по обоим теплоносителям).

Подогреватель обладает очень хорошими массо-габаритными характеристиками и не требователен к качеству сетевой воды. Подогреватель в случае необходимости может быть очищен как известными химическими и механическими методами, например стальными проволочными щетками-шарошками с рабочим диаметром 14 мм. Каждый подогреватель предполагается снабжать набором щеток-шарошек.

Звоните и Заказывайте!
Разработанные нами Подогреватели водо-водяные ПМКС уникальны и превосходят по надёжности и техническим характеристикам все существующие аналоги, как кожухотрубные отечественные, так и импортные пластиночные теплообменники!

Телефоны:
в Нижнем Новгороде (831) 411-51-16, 411-51-17

Подогреватели пароводяные

admin — Sat, 24 Apr 2010 11:32:19 +0000

Подогреватели пароводяные интенсифицированные спроектированы специалистами ООО “Гидротермаль” на базе известных паровых подогревателей ПП ГОСТ 28679-90 и изготавливаются по ТУ 4933-002-58960970-2005. Подогреватели пароводяные интенсифицированные предназначены для широкого использования с целью подогрева воды в тепловых сетях и системах горячего водоснабжения и отопления насыщенным или перегретым паром от паропроводов низкого давления или паровых котлов.

Характерные особенности и преимущества

поверхность теплообменных труб имеет специальную профилировку, позволяющую увеличить теплопроизводительность подогревателей на 20…50% по сравнению со стандартными аппаратами;
геометрические параметры профилировки могут подбираться в соответствии с требованиями заказчика;
трубная система изготавливается из коррозионностойкой легированной стали;
высокий конструктивный запас прочности (соответствие требованиям ГОСТ 14249-89, ГОСТ 25859-83, РД 26-14-88);
повышенная жесткость и вибростойкость трубной системы в сравнении со стандартными аппаратами;
высокая коррозионная стойкость элементов трубной системы в аэрированной и щелочной среде, в том числе при ведении аммиачно-щелочных режимов с рН=9+0,1 и рН=9,5+0,1, отсутствие коррозионного растрескивания в местах крепления труб к трубным доскам;
пониженная склонность к загрязнению, легкость очистки любыми доступными методами;
срок службы 25 лет.

Звоните и Заказывайте!
Мы произведём и установим для Вас Подогреватели Пароводяные Интенсифицированные, наиболее оптимальные под Ваши задачи! Подогреватели Пароводяные спроектированы в соответствии российским и мировым стандартам – по нашим уникальным разработкам!

Телефоны:
в Нижнем Новгороде (831) 411-51-16, 411-51-17

Необходимый типоразмер пароводяного подогревателя можно приближенно определить от расхода сетевой воды

Примечание:
При построении графика принято:

Температура греющего пара – 150° С
Давление греющего пара – 0,5 МПа
Температурный график сетевой воды – 70/95° С

Основные размеры подогревателей пароводяных интенсифицированных

Типоразмер	Размеры, мм
Типоразмер	L	L₁	L₂	L₃	L₄	l	B	B₁	b	b₁	H	H₁	H₂	H₃	H₄	D	Dу₁	Dу₂	Dу₃
ПП2-6-0,7-II(IV)-и	2480	362	1605	488	1260	120	445	250	280	200	580	290	270	270	290	325	100	100	50
ПП2-11-0,7-II(IV)-и	2520	387	1592	500	1260	120	537	292	370	290	700	350	330	330	350	426	125	125	50
ПП2-16-0,7-II(IV)-и	2585	450	1567	550	1260	140	610	330	420	340	785	385	375	375	400	478	150	150	50
ПП2-21-0,7-II(IV)-и	2590	450	1520	540	1230	140	635	355	500	400	860	420	420	420	440	529	200	150	80
ПП2-35-0,7-II(IV)-и	2655	520	1300	556	1000	160	775	440	560	460	980	480	480	480	500	629	200	200	80
ПП2-9-0,7-II(IV)-и	3480	362	2605	488	2260	120	445	250	280	200	580	290	270	270	290	325	100	100	50
ПП2-17-0,7-II(IV)-и	3520	387	2592	500	2260	120	537	292	370	290	700	350	330	330	350	426	125	125	50
ПП2-24-0,7-II(IV)-и	3585	450	2567	550	2260	140	610	330	420	340	785	385	375	375	400	478	150	150	50
ПП2-32-0,7-II(IV)-и	3590	450	2520	540	2230	140	635	355	500	400	860	420	420	420	440	529	200	150	80
ПП2-53-0,7-II(IV)-и	3655	520	2300	556	2000	160	775	440	560	460	980	480	480	480	500	629	200	200	80

Основные параметры подогревателей пароводяных интенсифицированных

Типоразмер подогревателя	Параметры
	F	Ф	N_ТР	d_ТРxS	L_ТР	Р_П	Р_В	Q_В	?P_В	m
ПП2-6-0,7-II(IV)-и	6,3	1250	68	16×1	2000	1,0	1,6	43	0,06	380
	7,6		76							395
ПП2-11-0,7-II(IV)-и	11,4	2000	124					70		580
	15,6		156							610
ПП2-16-0,7-II(IV)-и	16,0	2900	176					105		700
	21,3		212							730
ПП2-21-0,7-II(IV)-и	21,2	4000	232					140		900
	26,9		268							950
ПП2-35-0,7-II(IV)-и	35,3	6400	392					225		1250
	42,2		420							1280
ПП2-9-0,7-II(IV)-и	9,5	1875	68		3000			64	0,08	470
	11,4		76							485
ПП2-17-0,7-II(IV)-и	17,2	3000	124					100		700
	23,5		156							730
ПП2-24-0,7-II(IV)-и	24,4	4350	176					155		870
	31,9		212							900
ПП2-32-0,7-II(IV)-и	32,0	6000	232					200		1090
	40,4		268							1140
ПП2-53-0,7-II(IV)-и	53,9	9600	392					330		1565
	63,3		420							1600
Примечание. 1. Приведенные в таблице значения параметров определены для следующих условий: температура насыщенного пара – 150°С; температура сетевой воды на входе – 70°С; температура сетевой воды на выходе – 95°С.
2. В таблице приняты следующие обозначения: F – площадь поверхности теплообмена, м²; Ф – теплопроизводительность номинальная, кВт; N_ТР – количество труб, шт; d_ТР – диаметр труб, мм; S – толщина стенки труб, мм; L_ТР – длина труб, мм;					Р_П – давление греющего пара максимальное, МПа; Р_В – давление сетевой воды максимальное, МПа; Q_В – расход сетевой воды номинальный, м³/ч ?P_В – гидравлическое сопротивление трубной системы, МПа; m – масса “сухая”, кг

Очистка подогревателей

admin — Sat, 24 Apr 2010 11:30:33 +0000

Все подогреватели ПМКИ рассчитаны на эксплуатацию с подачей сетевой воды в трубное пространство, а котельной воды в – в межтрубное. Поскольку в межтрубном пространстве циркулирует относительно чистая химподготовленная вода, межтрубное пространство загрязняется очень мало. Отложения на внешней поверхности труб после 5 лет эксплуатации, как правило, не превышает 0,1 мм. Чаще в межтрубное пространство попадают крупные твердые частицы отслоившейся котельной накипи, кусочки сварочного флюса и т. п. Количество таких загрязнений, по опыту примерно 10 лет эксплуатации на различных объектах, не столь велико, чтобы ощутимо сказываться на теплогидравлических характеристиках подогревателей ПМКИ. Обычно при профилактических осмотрах эксплуатирующие службы удаляют такие загрязнения руками через входной патрубок на корпусе подогревателя.

90…..95% всех загрязняющих отложений образуется на внутренней поверхности труб. Состав и интенсивность образования этих отложений зависит от характеристик сетевой воды и температурного режима эксплуатации.

В основном внутритрубные отложения состоят из солей временной жесткости, гидроокисей и оксидов железа, частиц кремнезема и небольшого количества органических соединений. Связующим элементом в этой системе служит накипь (соль временной жесткости).

Скорость образования отложений в зависимости от состава воды может различаться в десятки раз. Как правило, плотность и адгезия загрязнений обратно пропорциональна скорости их образования.

В связи с этим ООО “Гидротермаль” рекомендует для условий медленного образования твердых отложений на основе солей Мg и Са использовать химические методы очистки, например, кислотными растворами, предназначенными для обработки поверхности аустенитных нержавеющих сталей. К таким относятся растворы азотной кислоты, специальные промышленные растворители с указанием пригодности для обработки нержавеющих сталей.

Для рыхлых быстрообразующихся наслоений можно рекомендовать механические способы очистки, в том числе, стальными ежиками-шарошками, твердосплавными затупленными сверлами, гидроструйными устройствами, ультразвуковыми излучателями и т.п.

ООО “Гидротермаль” комплектует подогреватели ПМКИ ежиками-шарошками. При помощи электродрели или пневматического инструмента ежиком-шарошкой на штоке длиной 1750 мм. достаточно эффективно очищаются внутренние поверхности труб покрытые отложениями различной твердости.

Для снижения трудозатрат при механической очистке на подогревателях ПМКИ предусмотрены легкосъемные крышки. При снятии легкосъемных крышек все остальные гидравлические соединения теплообменника остаются в штатном положении.

В целом благодаря данной технологии механическая очистка подогревателя мощностью примерно 1 МВт может быть произведена за 1,5…..2 часа.

Звоните!

Мы разработаем, 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) 411-51-16, 411-51-17

Системы Утилизации Вторичной Теплоты Дизельных и Газопоршневых Электрогенераторов (системы Когенерации)

admin — Sat, 24 Apr 2010 11:29:47 +0000

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»

№ п/п	Составляющие баланса	Caterpillar 3516 В	Perkius PG 1250	РУМО Г98М
1	Электрическая мощность, кВт	1030	1000	1000
2	Тепловая мощность котла-утилизатора, кВт	700	660	760
3	Тепловая мощность теплообменника-утилизатора, кВт	584	700	510
4	КПД преобразования теплоты, %	84	81	77

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.

Результаты разработки кожухотрубного теплообменного оборудования для тяжелых условий эксплуатации

admin — Sat, 24 Apr 2010 11:28:44 +0000

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 очи¬стки, 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 оп¬ределяются двумя факторами: плотностью компоновки теплообменной поверхности и степенью интенсификации теплообмена.

Чем меньше гидравлический диаметр каналов теплообменника, тем выше плотность ком¬поновки. 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%.

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.

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

Новое кожухотрубное теплообменное оборудование с улучшенными эксплуатационными характеристиками

admin — Sat, 24 Apr 2010 11:27:51 +0000

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.

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.

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

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

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.

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.