Надежность ТЭС
Главная   >>   Надежность ТЭС

Надежность ТЭС

6. ОБЕСПЕЧЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ ЭНЕРГООБОРУДОВАНИЯ

При обеспечении надежности оборудования учитываются следующие главные факторы:

-         конструкция агрегата, определяющая тепловой поток на поверхностях нагрева, степень неравномерности их обогрева, уровень температур металла;

-         конструкционные материалы, определяющие механические и термические напряжения в металле;

-         технология изготовления и монтажа (её влияние усиливается с ростом единичных мощностей энергоблоков в связи с увеличением количества комплектующих элементов);

-         водно-химический режим, определяющий интенсивность процессов коррозии металла;

-         режим эксплуатации, зависящий от характера нагрузки энергоблока, качества сжигаемого топлива, организации ремонтов.

Для энергетического оборудования характерен длительный срок эксплуатации (30…50 лет).

Гарантируемые в технической документации показатели надежности закладываются в ходе проектирования по следующим основным направлениям:

-         выбор и расчет тепловой схемы;

-        применение конструктивных решений, учитывающих качество топлива и питательной воды, сейсмичность района;

-         резервирование оборудования;

-         выбор конструктивных материалов, соответствующих особенностям эксплуатации;

-         выполнение комплекса расчетов (тепловых, прочностных, гидравлических, газодинамических) для обоснования решений по выбору конструкции агрегатов;

-         отработка конструкторских решений на технологичность.

Успехи энергомашиностроения в повышении надежности паровых котлов и турбин позволили перейти преимущественно к моноблочной схеме котел – турбина при резервировании отдельных агрегатов технологических систем.

Расчетный срок службы энергооборудования исходя из характеристик длительной прочности металла принимают на уровне 200 тыс. ч и более. Вместе с тем, поскольку оборудование (особенно котлы) и трубопроводы имеют высокую металлоемкость, показатели надежности должны достигаться при минимальном объеме легирования дорогостоящими и дефицитными элементами – никелем, молибденом, вольфрамом, ниобием. В табл. 6.1 приводятся предельно допустимые температуры стенки труб из наиболее употребительных котельных сталей.

Важнейшими исходными показателями при выполнении расчетов на прочность являются допускаемые напряжения сталей (табл. 6.2).

Анализ информации об эксплуатации надежности энергооборудования показывает, что значительная часть аварийных остановов вызывается дефектами изготовления и монтажа. Уменьшение числа этих дефектов достигается:

-         повышением степени заводской готовности путем выпуска оборудования в блочном исполнении (укрупненными блоками поставляются котлы, турбины, оборудование водоподготовки);

-         применением современных способов и методов диагностики и контроля;

-         применением прогрессивного технологического оборудования;

-         механизацией и автоматизацией процессов сварки;

-         заменой литых и сварных фасонных элементов (под давлением) на цельноштампованные конструкции;

применением мембранных поверхностей нагрева.

Техническое обслуживание и ремонты регламентируются технической документацией, в которой учитывается:

-         диагностика и контроль технического состояния оборудования;

-         объемы и сроки технического обслуживания, капитальных, средних и текущих ремонтов;

-         организация и производство ремонтных работ.

Капитальным считается в энергетике ремонт, при котором исправность агрегата восстанавливается полностью.

При среднем ремонте устраняется неисправность путем замены отдельных быстроизнашиваемых деталей.

Аварийные ремонты выполняются как работы, обеспечивающие безотказную эксплуатацию оборудования до ближайшего планового ремонта.

Капитальный ремонт котлов, например, предусматривает контроль технического состояния труб поверхностей нагрева с заменой изношенных труб, их креплений, коллекторов; восстановление змеевиков труб. При капитальном ремонте турбины происходит её вскрытие и выемка роторов. Проводится диагностика цилиндров, лопаток, дисков с устранением дефектов. Средние ремонты отличаются от капительных меньшими объемами. Текущие – направлены на выполнение ремонтных операций, не требующих длительного простоя оборудования. Все эти ремонты выполняются на оборудовании через регламентируемые промежутки времени. При этом объемы и содержание работ повторяются, то есть ремонт оборудования имеет циклический характер. Например, для угольного энергоблока 300 МВт продолжительность текущего ремонта составляет 16, среднего – 27, а капительного 50…70 суток.

Текущие ремонты проводятся ежегодно, средние и капитальные – раз в 3…4 года (при этом первый средний ремонт выполняется во второй год) для каждого двенадцатилетнего цикла. Из-за физического старения оборудования возрастает объем и продолжительность ремонтов, особенно капительных. Ремонтные циклы повторяются до тех пор, пока не возникает необходимость демонтажа из-за недопустимого физического износа и морального старения оборудования.

При изменении режима работы оборудования происходит изменение параметров во всех элементах: в котле, паропроводах, турбине, электрогенераторе, вспомогательном оборудовании. Однако наиболее существенные последствия, лимитирующие скорость изменения режимов, возникают в паровой турбине. При пуске турбины ротор удлиняется, при остановке – сокращается. Наиболее опасным является расширение и сокращение ротора турбины относительно статора. Температурные напряжения накладываются на рабочие напряжения от давления, вращения и т.д.

При высоких температурах маневренные режимы обусловливают протекание чередующихся процессов знакопеременного пластического деформирования. Наибольшую опасность маневренные режимы представляют для высокотемпературных зон роторов ЦВД, ЦСД турбин. При пусках из холодного состояния горячий пар подается на холодный ротор, где происходит конденсация и возникает температурный удар вследствие интенсивного теплообмена. При пусках из горячего состояния, наоборот, на горячий ротор подается относительно холодный пар, остывший при движении в охладившихся за ночь паропроводах. Дополнительная опасность для роторов ЦВД, ЦСД возникает вследствие вероятности (при резких изменениях режимов работы) попадания внутрь турбины воды и холодного пара из паропроводов (и даже регенеративных подогревателей). При этом возможет остаточный прогиб ротора.

Эксплуатация характерна циклами: разгружения и нагрузки, пусков из различных тепловых состояний – после плановой остановки, сброса нагрузки, аварийной остановки и т.д. При этом оценивается их допустимость за установленный срок службы, особенно при переводе оборудования, прослужившего расчетный ресурс, в маневренный режим работы.

Так называемая детерминистическая малоцикловая долговечность, или детерминистическое число циклов до разрушения, определяется размахом пластической деформаций ∆e в цикле по формуле

где UР есть Р%-ная квантиль нормированного нормального распределения; С, К – экспериментальные константы разрушения металла (практически не зависящие от температуры); xn – характеристика малоцикловой прочности. детерминистическая малоцикловая долговечность – число эксплуатационных циклов nД, которое способна выдерживать деталь без появления трещины малоцикловой усталости с вероятностью Р = 50 %. Для некоторых сталей эти характеристики представлены в табл. 6.3.

В этой таблице и в табл. 6.1, 6.2:

А – азот, Б – ниобий, В – вольфрам, Г – марганец, Д – медь, К – кобальт, М – молибден, Н – никель, П – фосфор, Р – бор, С – кремний, Т – титан,  Ф – ванадий, Х – хром, Ц – цирконий, Ю – алюминий.

Среднее содержание углерода в сотых или десятых долях процента ставится перед обозначением марки стали. Отсутствие цифр за обозначениями элементов указывает, что этих элементов содержится менее одного процента.

Пример 6.1. Определить детерминистическую долговечность ротора турбины из стали Р2МА.

При размахе пластических деформаций в цикле De = 0,6% и при Р = 50% (UP=0)число циклов до разрушения

Главнейшим условием повышения надежности маневренного оборудования является правильно выбранная и выполненная пусковая схема, позволяющая подавать в турбину пар, температура которого близка к температуре металла, и изменять температуру пара в темпе обеспечения требуемой малоцикловой надежности. В большинстве случаев используется однобайпасная пусковая схема. Большие возможности дает более дорогая двухбайпасная схема, позволяющая независимо получать необходимую температуру пара перед ЦВД и ЦСД на уровне температуры металла. Важным является также предпусковой прогрев оборудования (например, прогрев паропроводов промперегрева от РОУ перед пуском турбины из горячего состояния). Котел должен обеспечить достаточно низкий уровень минимальных нагрузок, возможность получения пара желаемой температуры и давления при низкой паропроизводительности. Особенно важна возможность работы котла на скользящем давлении с обеспечением постоянной начальной температуры пара перед турбиной в регулировочном диапазоне мощностей, что предотвращает опасные смещения ротора относительно корпуса и возникновение высоких температурных напряжений. Скорость пуска с допустимыми термонапряжениями элементов обеспечивается надежной работы систем автоматики.