Надежность ТЭС
Главная   >>   Надежность ТЭС

Надежность ТЭС

2. ОТКАЗЫ И ПОВРЕЖДЕНИЯ В РАБОТЕ ЭНЕРГООБОРУДОВАНИЯ

Отказы можно классифицировать по группам:

-         из-за недостатка конструкции и низкого качества изготовления;
-         ошибок эксплуатации;
-         низкого качества монтажа;
-         дефектов ремонта.

Недостатки конструкции обусловлены несовершенством конструкторской и нормативно-технической документации, методами расчета и математического моделирования, ошибками в расчетах.

Недостатки конструкции и изготовления обнаруживаются после 25…30 тыс. ч. эксплуатации.

Отказы из-за ошибок эксплуатации происходят вследствие несоответствия условий работы энергооборудования проектным режимам, нарушений производственных инструкций, случайных ошибок вахтенного персонала.

На рис. 2.1 показано распределение отказов на энергоблоках ТЭС.

Эксплуатация котлов сопровождается сложными физическими и химическими процессами в пароводяном тракте, в газовоздушном тракте, в металле, из которого изготовлены элементы энергооборудования. Процессы горения, теплообмена, коррозии, образования отложений на поверхностях нагрева, изменения свойств и характеристик металла определяют в значительной мере показатели надежности котлов.

Характерными отказами из-за недостатков проектирования на котлах являются большие тепловые разверки на поверхностях нагрева, ускоренный их золовой износ. Распространены нарушения процесса гибки, литья, термообработки деталей из жаропрочных сталей, сварки. Несоответствие фактических характеристик углей нормативным приводит к отклонению от заданных объемов продуктов сгорания и температуры на выходе их топки и как следствие – к нарушению работы конвективной части котла, увеличению золового износа. Низкое качество воды и пара приводит к резкому увеличению отложений, повышению температуры металла труб и к их пережогу.

В табл. 2.1 приведено распределение отказов котлов.

Таблица 2.1.

Распределение отказов котлов

Паропроизво-

дительность, т/ч

Доля отказов из-за повреждений, %

эконо-

майзера

испаритель-

ных поверхностей

пароперегре-

вателя

промперег-

ревателя

прочих

элементов

2500…2650

43,9

19,5

26,8

7,4

2,4

1600…1800

4,1

9,4

37,4

48,4

0,7

950…1000

11,5

22,2

48,8

12,3

5,2

640…670

24,9

16,5

43,1

12,7

6,6

480…500

31,4

23,6

37,5

-

7,3

320…420

29,0

14,0

46,5

-

10,5

120…220

32,0

20,7

40,1

-

7,2

Интенсивность отказов энергооборудования котлов не одинакова (табл. 2.2)

Таблица 2.2.

Доля отказов котельного энергооборудования

Наименование

Доля отказов, %

Поверхности нагрева

79,2

Котельно-вспомогательное энергооборудование

3,5

Топливоподача

2,0

Арматура

4,9

Автоматика

7,4

Прочие элементы котла

3,0

Трубы экранов в эксплуатации подвергаются действию лучистой энергии, коррозионно-активной среды продуктов сгорания топлива, что при малой скорости циркуляции и нарушениях водяного режима приводит к их повреждениям и отказам в работе котлов. Следует отметить, что качество воды и пара оказывает решающее влияние на повреждаемость поверхностей нагрева. Заметное влияние оказывает приводящее к тепловым перекосам неравномерное поле температур по высоте газохода, в котором располагается пароперегреватель: тепловая нагрузка верхней и нижней части змеевиков может различаться на 20 %, а по ширине газохода – на 30 %. Пароперегреватели повреждаются ещё и потому, что при длительных наработках времени при температурах выше 500 °С структура металла претерпевает изменения. Снижается его жаропрочность из-за процесса сфероидизации цемента из пластинчатой структуры. Параллельно происходит переход легирующих элементов молибдена и хрома в карбиды. Появляются остаточные деформации и разрушения. На трубопроводах больше всего повреждаются гибы из-за коррозионно-усталостных процессов, а также из-за недостаточной компенсации температурных удлинений. К основным повреждениям запорной и регулирующей арматуры относятся дефекты в корпусах вентилей и задвижек, нарушения плотности.

По сравнению с котлами отказы в работе турбин происходят значительно реже. Вместе с тем физико-химические процессы, приводящие к снижению уровня надежности деталей турбин, имеют много общего с процессами на элементах котлов: изменение свойств металла при больших наработках времени, эрозионные процессы. Однако даже серьезные повреждения корпусов цилиндров, стопорных и регулирующих клапанов не приводят к отказам. Аварийные ситуации возникают при поломке лопаток, неисправностях в системе регулирования, повреждениях подшипников. Они вызываются несовершенством технологии пусков, остановов и режимов разгрузки. Повреждение рабочих лопаток под действием потока влажного пара проявляется на последних ступенях части низкого давления турбин. Повреждение роторов обусловливается недостатками изготовления и нарушением режимов пуска и останова, которые приводят к появлению остаточного прогиба. На рис. 2.2 приводится характерное распределение отказов турбин.

Ряд отказов можно предотвратить организационно-техническими мероприятиями. Например, обеспечением работы котлов только на проектном топливе, выбором оптимальных режимов работы. Другие отказы можно предотвратить только заменой оборудования или его отдельных элементов.

Своевременный ремонт высокого технологического уровня с учетом нормативно-технической документации и диагностики обеспечивает надежную длительную работу (табл. 2.3) оборудования.

Таблица 2.3.

Показатели надежности энергоблоков по годам после наработки около 200 тыс. ч.

Мощность энергоблока

Год

w, 1/год

ТВ, ч

Коэффициент готовности, %

200 МВт

1

5,68

41

97,4

2

4,71

31

98,3

3

9,4

38

96

4

6,6

37

97,3

5

4,76

95

95

6

13,9

82

88,4

300 МВт

1

4,1

16

99,2

2

7,1

18

98,4

3

6,8

28

97,8

4

6,9

25

98

5

8,8

53

94,8

6

9,2

57

94,3

500 МВт

1

16,2

42

92,7

2

20,4

40

91,4

3

26,5

46

88,1

4

20,4

118

78,7

5

18,6

79

85,7

6

14,4

121

83,5

Сопоставление показателей надежности ПГУ и паротурбинных энергоблоков 200…500 МВт приведено в табл. 2.4.

Таблица 2.4.

Сопоставление показателей надежности

Показатели

ПГУ

Энергоблоки

Коэффициент КГ, %

88,9

75…86

Коэффициент вынужденных простоев, %

7,5

6…7

Средняя наработка на отказ Т0, ч

500…600

600…1100

Причинами вынужденных остановов ПГУ являются в основном отказы газовых турбин (табл. 2.5, 2.6).

Таблица 2.5.

Отказы элементов ПГУ

Элементы ПГУ, вызывающие отказ

Вынужденные остановы, %

по продолжительности

по числу

Газовые турбины (и их вспомогательные системы)

65,3 (61,4)

58,4 (50,1)

Котлы-утилизаторы (и их системы)

16,5 (22,8)

20,3 (28,5)

Паровые турбины (и их системы)

12,7 (8,2)

11,0 (15,0)

Общестанционное оборудование (устройства управления, циркуляционная система и т.п.)

5,4 (7,6)

11,0 (6,4)

Таблица 2.6.

Отказы элементов ГТУ

Элементы ПГУ, вызывающие отказ

Число отказов

Продолжительность отказов, тыс. ч.

Турбина

30

0,2

Компрессор

50

12,1

Ротор

40

1,1

Камера сгорания

210

8,0

Электрический генератор

120

19,5

Вспомогательное оборудование:

-         механическое

-         электрическое

690

70

16,8

0,5

Устройства управления

1100

17,9

Проводятся капитальные  (через 3…4 года), средние (через 2…3 года) и текущие (по несколько раз в год) ремонты. Практически не всегда выполняются ремонты высокого качества, поэтому нередки случаи отказов энергооборудования и по этой причине.

На ТЭС ведется учет аварий и отказов. Под аварией понимается такое нарушение режима ТЭС, когда энергопотребителям недоотпускается более 50 МВт×ч электроэнергии или более 500 МВт×ч теплоты. Отказом 1-й степени считается недоотпуск электроэнергии в размере 5…50 МВт×ч и теплоты 50…500 МВт×ч. К отказам 2-й степени относится недоотпуск электроэнергии менее 5 МВт×ч и теплоты менее 50 МВт×ч.

Аварии и отказы регистрируются оперативным персоналом в картах отказов. Каждая авария и отказ расследуется с установлением причины и конкретных мероприятий для предотвращения их в аналогичных случаях. Карты отказов для анализа поступают в энергоуправление и далее – в техэнерго для ежегодной подготовки и издания сборников по обзору повреждений энергооборудования ТЭС.

В табл. 2.7 приведены показатели надежности энергооборудования ТЭС.

Таблица 2.7.

Показатели надежности энергооборудования

Энергооборудование

Мощность, МВт

или

производительность, т/ч

Показатели надежности

w, 1/год

ТВ, ч

Электрогенератор

150…165

180…210

250…300

500

800

0,55

0,87

0,59

4,48

0,89

91

49

66

134

179

Турбина

150…165

175…210

250…300

500

800

0,97

1,45

2,1

4,22

2,66

43

45

44

85

99

Котел

420…480

640…670

950…1000

1600…1800

2500…2600

6,14

6,14

4,05

6,59

9,08

47

47

35

56

50

Питательные:

-         электронасос

-         турбонасос

-

0,22

1,56

30

37

Подогреватели:

-         ПНД

-         ПВД

-

0,024

0,22

33

21

Дутьевой вентилятор

-

0,25

27

Дымосос

-

0,27

24

Конденсатор

-

0,18

22

Воздухоподогреватель  регенеративный

-

0,28

16

Циркнасос

-

0,34

94

Конденсатный насос

-

0,22

37

Топливопадача (газ – мазут)

-

0,13

12

Деаэратор

-

0,01

33

Паропровод

-

1,05

72

Вентили, задвижки

-

0,006

27

Регулировочная арматура

-

0,01

17

Технологическая защита

-

0,033

52

Автоматическое

регулирование

-

0,01

56



цереброкурин цена в россии