автореферат диссертации по энергетическому, металлургическому и химическому машиностроению, 05.04.12, диссертация на тему:Исследование функционирования сетевых подогревателей теплофикационных турбин Т-250/300-240 и разработка системы их технической диагностики



□ОЗОВ2146

На правах рукописи

ЛУНИН ИГОРЬ АЛЕКСАНДРОВИЧ

Исследование функционирования сетевых подогревателей теплофикационных турбин Т-250/300-240 и разработка системы их технической диагностики.

Специальность 05 04 12 - Турбомашины и комбинированные турбоустановки

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 2007

003062146

Работа выполнена в Московском энер: етическом институте (Техническом университете) на кафедре Паровых и газовых турбин

Научный руководитель заслуженный деятель науки РФ,

доктор технических наук, профессор Трухний Алексей Данилович

Официальные оппоненты доктор технических наук, профессор

Зройчиков Николай Алексеевич,

доктор технических наук, профессор Рыженков Вячеслав Алексеевич

Ведущая организация ОАО «Всероссийский теплотехнический

научно-исследовательский институт»

Защита состоится « 6 » апреля 2007 г в 13 час _30 мин в аудитории Б-407 на заседании диссертационного совета Д 212 157 09 при Московском энергетическом институте (Техническом университете) по адресу г Москва, ул Красноказарменная, 17

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Московского энергетического института (Технического университета)

Отзывы на автореферат (в двух экземплярах, заверенные печатью организации) просим направлять по адресу 111250, г Москва, ул Красноказарменная, д 14, Ученый Совет МЭИ (ТУ)

Автореферат разослан « 5 » марта_2007 г

Ученый секретарь диссертационного совета Д212 157 09

к т н,доцент

Лебедева А И

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность работы.

Проблема повреждаемости трубной системы сетевых подогревателей горизонтального типа (ПСГ) теплофикационных турбин Т-250/300-240 с трубками изготовленными из нержавеющей стали 12Х18Н10Т недостаточно изучена и в последнее время становится все более актуальной Протечки сетевой воды через поврежденные трубки приводят к загрязнению конденсата основного цикла агрессивными примесями, к провоцированию коррозионной усталости рабочих лопаток, коррозионному растрескиванию роторов и, как следствие, к необходимости останова энергоблока для заглушения поврежденных трубок с существенными экономическими потерями Фактически отсутствуют рекомендации по повышению надежности и экономичности, а также компьютерные системы диагностики качества работы теплофикационных установок турбин Т-250/300-240 Поэтом)' анализ динамики роста повреждаемости трубок, выявление причин повреждаемости, разработка метода оценки ресурса ПСГ, рекомендаций по его продлению и создание информационно-диагностической системы являются важными задачами

Цель диссертационной работы. Развитие теории и методов расчета на прочность, надежность и долговечность деталей энергетического оборудования, работающего в агрессивных средах, в настоящее время не позволяют оценить с достаточной точностью долговечность трубных систем сетевых подогревателей из-за недостаточных сведений о самих средах, действующих напряжениях и недостаточной изученности поведения материалов при работе в таких средах Поэтому в качестве основного метода исследования использован статистический метод анализа, позволяющий получить практические результаты Из большого числа частных исследований необходимых для решения общей проблемы, автор выбрал следующие

1) Комплексное обследование состояния трубной системы сетевых подогревателей с целью определения статистических показателей повреждаемости трубок ПСГ-1 и ПСГ-2 в процессе длительной эксплуатации на ТЭЦ-22 и ТЭЦ-

26, где было обнаружено большое количество повреждений и ТЭЦ-23, ТЭЦ-21, где повреждений обнаружено не было,

2) Исследование режимов работы сетевых подогревателей при одно- и двухступенчатом подогреве сетевой воды в летних и зимних условиях указанных выше ТЭЦ

3) Анализ динамики повреждаемости трубной системы сетевых подогревателей, выявление причин повреждений и разработка предложений по увеличению срока службы сетевых подогревателей

4) Создание на базе основных положений теории теплообменников и нормативных документов по эксплуатации теплофикационных установок турбоагрегатов Т-250/300-240 ТМЗ информационно-диагностической системы контроля работы подогревателей сетевой воды, которая позволяла бы

- машинисту энергоблока поддерживать экономичные режимы работы теплофикационной установки, а также обеспечивала безопасные режимы пусков и остановов сетевых подогревателей,

- наладочном}' персоналу станции упрощать проведение испытаний, обрабатывать результаты для их последующего анализа, а также осуществлять контроль и выявлять факторы, влияющие на повреждаемость трубной системы сетевых подогревателей

- осуществлять мониторинг повреждаемости трубных пучков сетевых подогревателей, для оценки скорости накопления повреждаемости трубок и ресурса ПСГ-1 и ПСГ-2 на ТЭ1 {, а также обосновывать сроки полной замены трубной системы, для исключения незапланированных затрат на ремонт

Научная новизна работы.

В работе предложено решение задачи обеспечения эксплуатационной надежности трубной системы подогревателей, основанное на анализе причин коррозионного растрескивания в условиях эксплуатации и разработки рекомендаций по увеличению срока службы подогревателей

Впервые выполнено статистическое исследование повреждаемости трубок в зависимости от времени наработки, простоя и количества пусков на электростанциях ТЭЦ-21, ТЭЦ-22, ТЭЦ-23 и ТЭЦ-26

Впервые на базе регрессионного анализа получены математические зависимости, которые позволяют выявить основные факторы, влияющие на повреждение трубной системы сетевых подогревателей

Разработана информационно-диагностическая система контроля качества работы сетевых подогревателей, которая внедрена в эксплуатацию в филиале ОАО «Мосэнерго» ТЭЦ-23 Система позволяет

- обеспечивать эксплуатационный персонал текущей информацией, необходимой для оптимизации режима работы турбоустановки и обратную связь в динамике по результатам предпринимаемых оперативных воздействий на режимы

- осуществлять в режиме реального времени расчет технико-экономических показателей работы теплофикационной установки и выдавать эксплуатационному персоналу рекомендации о необходимости тех или иных изменений режима работы турбоустановки для оптимального перераспределения тепловой и электрической нагрузок

- осуществлять регулярный посменный анализ и оценку качества эксплуатации теплофикационных турбин Т-250/300-240 за любой предшествующий промежуток времени

- автоматически вычислять время наработки сетевых подогревателей за любой промежуток календарного времени

- определять потерю мощности при одно- или двухступенчатом подогреве сетевой воды в зависимости от давления в нижнем и верхнем теплофикационном отборе

Достоверность представленных в диссертации результатов обеспечивается использованием большого количества исходных данных, фиксируемых службами ТЭЦ применением общепринятых статистических методов обработки данных, опытом эксплуатации натурного оборудования Достоверность и обоснованность рекомендаций в созданной информационно-диагностической сис-

теме обеспечивается достоверностью показаний измерительных приборов, установленных непосредственно на оборудовании ТЭЦ, использовании стандартных методов оценки качества работы подогревателей и опытом использования системы на ТЭЦ-23

Внедрение.

Рекомендации по продлению ресурса ПСГ-2 используются на ТЭЦ-26, информационно-диагностическая система внедрена на блоках Т-250/3 00-240 ТЭЦ-23 филиала ОАО «Мосэнерго»

Практическая ценность работы.

1 Результаты, полученные в работе, обосновывают мероприятия, позволяющие уменьшить коррозионную повреждаемость трубной системы сетевых подогревателей теплофикационных установок ТЭЦ, продлить срок их службы, а также прогнозировать сроки полной замены трубной системы Результаты работы рекомендованы для использования на ТЭЦ-21, ТЭЦ-22, ТЭЦ-23 и ТЭЦ-26

2 Разработанная информационно-диагностическая система позволяет осуществлять в режиме реального времени расчет технико-экономических показателей работы теплофикационной установки, а также получать рекомендации для оптимизации режимов работы турбоустановхи

Автор защищает:

- результаты комплексного обследования сетевых подогревателей на четырех теплоэлектростанциях с целью определения динамики повреждаемости трубной системы ПСГ-1 и ПСГ-2,

- результаты анализа причин повреждаемости и рекомендации по увеличению срока службы,

- результаты анализа режимов работы ПСГ-1 и ПСГ-2,

- результаты регрессионного анализа, на основе которого разработаны математические зависимости для основных факторов, влияющих на повреждаемость трубной системы сетевых подогревателей

- результаты создания информационно-диагностической системы контроля эксплуатации подогревателей сетевой воды,

Апробация работы.

Информационно-диагностическая система оценки качества работы теплофикационной установки турбин Т-25 0/3 00-240 прошла наладку и внедрена в эксплуатацию на ТЭЦ-23 филиала ОАО "Мосэнерго"

Результаты работы докладывались на IX международной научно-технической конференции студентов и аспирантов "Радиоэлектроника, электротехника и энергетика" (г Москва, 2003 г), Международной научно-технической конференции "Состояние и перспективы развития электротехнологии" (Иваново 2003 г), X международной научно-технической конференции студентов и аспирантов "Радиоэлектроника, электротехника и энергетика" (г Москва, 2004 г ), XI международной научно-технической конференции студентов и аспирантов "Радиоэлектроника, электротехника и энергетика" (г Москва, 2005 г), научно-техническом семинаре Теплоэлектроцентрали №22 (г Дзержинский 2005г ), научном семинаре (руководитель Костюк А Г) и заседании кафедры паровых и газовых турбин МЭИ (ТУ) - (г Москва, 2006 г) Публикации по работе:

Основные результаты диссертации опубликованы в 5 работах Структура и объем диссертации.

Работа состоит из введения, четырех глав, выводов по работе, списка использованной литературы и приложений Содержание работы изложено на 152 страницах машинописного текста Список литературы содержит 58 наименований

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении рассмотрены основные пути повышения надежности сетевых подогревателей горизонтального типа (ПСГ) Обоснована актуальность темы диссертации Определены цели и задачи диссертационной работы

В обзоре литературы содержащемся в первой главе, показано, что причины повреждений трубной системы сетевых подогревателей на сегодняшний день изучены недостаточно, остаются важной проблемой и зависят от таких факторов как характер среды, в которой работают трубки ПСГ (сетевая вода внутри

трубок и сухой и влажный пар снаружи), химический состав примесей и их концентрация в среде, качество воды, подпитывающей основной цикл

На основании обобщения и анализа литературных данных сформулированы цель и задачи исследования

Во второй главе рассмотрена методика проведения обследования, приведены данные по динамике роста повреждаемости трубок ПСГ-1 и ПСГ-2 на ТЭЦ ОАО «Мосэнерго»

На рис 1 представлена интенсивность повреждаемости трубок ПСГ-2 энергоблока № 5 на ТЭЦ-26 по секторам за несколько лет эксплуатации Из рисунков 1а, 16 и 1в видно расположение заглушённых трубок по секторам соответственно в 1995 г, в 1997 г и в 2001 г В 1995 году (рис 1а) после времени наработки х,, = 25,6 тыс ч повреждаемость трубок носит случайный характер и нет секторов с явно выраженной повреждаемостью В 1997 году (рис 16) после наработки 31,26 тыс ч наибольшее число заглушённых трубок во II секторе Возникает область заглушённых трубок на периферии III сектора - первого по ходу греющего пара Появляются также поврежденные трубки в секторе I В 2001 году (рис 1в) при времени наработки 42,5 тыс ч увеличилось количество заглушённых трубок в секторе III (идет распространение зоны поврежденности от периферии к центру) В секторе II область поврежденности трубок продвинулась к центру сектора Сектор I практически полностью заполнен заглушёнными трубками Из рис 1 в видна существенно большая поврежденность сектора I и II по сравнению с соответствующими секторами тех же ходов воды IV и V

Следует отметить, что реально сетевой подогреватель расположен так, что сектора I, II и IX находятся в нижней части сетевого подогревателя (см рис 1) Поэтому при повреждении трубок в секторах II и Ш сетевая вода под воздействием гравитационных сил (в основном) и влиянием потока греющего пара попадает на ниже расположенные трубки секторов I и II Поскольку сетевая вода более коррозионно-активна, чем греющий пар, то именно эти области сетевого подогревателя повреждаются наиболее интенсивно

(е) время наработки 25,6 тыс. ч *аглушейных трубок 0.7% от числа

(в) время наработки 42,5 тыс. ч. Заглушённых трубок 28% от общего числа

(б) время наработки 31,26 тыс. ч. Заглушённых трубок 8% от общего числа

Рис. 1 Поврежденность трубок ПСГ-2 блока №5 на ТЭЦ-26*

б) Поврежденность трубок ПСГ-2 блока №5 *а ТЭЦ-26 время наработки 42,5 тыс, ч. Количество заглушённых трубок 2008 -2в% от общего числа.

8) Поврежденность трубок ПСГ-2 блока N№6 на "ГЭЦ-26 время наработки 23,1 тыс.ч Месторасположение поврежденных трубо! неизвестно.

Количество заглушённых трубок 571 -

7.9% от общего числа.

в) Поврежденность трубок ПСГ-2 блока №4 на ТЭЦ-26. Время наработки около ЗЗтыс. ч. Количество заглушённых трубок 839 -11,2% от общего числа.

Рис. 2. Сравнение гюврежденности трубок блоков №4, 5; 6 на ТЭЦ-26.

Из сопоставления повреждаемости трубной системы ПСГ-2 энергоблока №5 ТЭЦ-26 с повреждаемостью таких же подогревателей энергоблоков №4 и №6 (рис 2), видно, что ПСГ-2 энергоблока № 6 также имеет большую повреж-денность трубной системы, как и у ПСГ-2 блока №5 при времени наработки в диапазоне 23- 42,5 тыс ч Расположение наиболее поврежденных зон блока №6 неизвестно, но можно предположить, что оно схоже с поврежденностью блока №5 , т е наиболее поврежденными являются сектора II и III (рис 2)

Для ПСГ-2 блока № 4 за время наработки (тн = 33 тыс ч) наиболее поврежденная область расположена на периферии сектора I и сектора III (см рис 2), а также имеется небольшое количество поврежденных трубок в зоне неконденсирующихся газов

В летний период (рис 3), при котором ПСГ-2 отключен по сетевой воде и по пару, зачастую опорожнение подогревателя происходит не полностью из-за того, что окалина, осыпающаяся со стенок подогревателя засоряет трубопровод слива воды, по этой причине трубки расположенные в нижней части подвергаются интенсивной стояночной коррозии, что также вызывает необходимость их отглушения

Повреждаемость трубок ПСГ-1 на всех четырех рассмотренных ТЭЦ относительно мала и носит случайный характер Так на рис 4 показано колече-ство заглушённых трубок в ПСГ-1 энергоблоков № 4 ТЭЦ-26 (т„ = 87 тыс ч -рис 4в) и № 5 (тн = 57 тыс ч - рис 4а, т„ = 78 тыс ч - рис 46)

На основании данных, полученных в главе II, сделаны выводы о том, что скорость нарастания числа поврежденных трубок в ПСГ-2 на ТЭЦ-21 и ТЭЦ-23 существенно меньше, чем на ТЭЦ-22 и ТЭЦ-26 (рис 5 ), что частично объясняется лучшим качеством воды, подпитывающей основной цикл Накопление повреждений в трубках ПСГ-2, питающихся паром из верхнего теплофикационного отбора, идет существенно интенсивнее, чем питающихся из нижнего теплофикационного отбора в ПСГ-1 Выяснено, что зимнее время простоя для ПСГ-2 на ТЭЦ-22 примерно в два раза выше, чем на ТЭЦ-21 и ТЭЦ-23

Рис. 3 Фотография 3-го хода сегевой роды в ПСГ одной нз станций.

Блок №5 на ТЭЦ-26 и ] 997 г.

Б) Время наработки 78 тыс.часов

Общее количество заглушённых трубок менее 1%

Рис.4. Поврежденное!ь трубок ПСГ-1 блоков №4 и №5 на ТЭЦ-26

Блок №5 на ТЭЦ-26 в 1994 г. А) Время наработки 57 тыс.часов Общее количество заглушённых трубок менее 1%

Блок №4. 1997 год.

В) Время наработки около 87 тыс.часов. Общее количество заглушённых трубок менее 1%

Проведенные исследования позволили выявить основные факторы, влияющие на коррозионную повреждаемость, расположение и вид коррозионных трещин, обнаруженных на трубках ПСГ-2

Анализ режимов эксплуатации подогревателей позволили получить зависимости между числом пусков и наработкой сетевых подогревателей, сопоставить время наработки и время простоя ПСГ-1 и ПСГ-2 (рис 6) Получены данные по зимнему времени простоя ПСГ-2 от начала эксплуатации до сегодняшнего времени

В третьей главе приведена количественная оценка поврежденности трубок в зависимости от эксплуатационных факторов времени наработки, времени простоя и числа пусков Кроме тою, многофакторный регрессионный анализ позволил выявить степень влияния рассмотренных факторов на статистику повреждаемости Основной зоной повышенной поврежденности трубок ПСГ-2 -является зона фазового перехода, которая находится внутри подогревателя

Поскольку режимы эксплуатации всех ПСГ-1 практически одинаковы (см рис 6) и зависимости по поврежденности трубной системы достаточно близки, то можно объединить исходные данные для всех ПСГ-1 на электростанциях Обобщенная зависимость для числа поврежденных трубок т для ПСГ-1 имеет следующий вид

т = 34,082 + 0,036 тн+3,979 тпР, (1)

где Тн - время наработки, а тщ> - время простоя сетевого подогревателя

Эта зависимость явтяется наиболее представительной, поскольку получена по достаточно большому числу исходных данных

Анализ динамики повреждаемости трубных систем показал, что трубки всех ПСГ-1 имеют одинаковую и достаточно низкую скорость накопления повреждаемости Это объясняется тем, что во время эксплуатации зона фазового перехода находится вне корпуса ПСГ-1, поэтому продукты термолиза и шдролиза органики не оказывают влияния на поврежденность трубок ПСГ-1

Для ПСГ-2 также были получены зависимости числа поврежденных трубок т от эксплуатационных факторов (2) Поскольку режимы эксплуатации и

23SC!

1?50

fSOO

1250

Рис. 5 Зависимость числа заглушённых трубок в ПСГ-1 и в ПСГ-2 на ТЭЦ-21, ТЭЦ-22, ТЭЦ-23 и на ТЭЦ-26 от времени наработки.

25 50 75 100

Время наработки тыс. час

Рис.6 Сопоставление режимов работы ПСГ-1 и ПСГ-2 на ТЭЦ-21, ТЭЦ-22, ТЭЦ-23, ТЭЦ-26.

динамика накопления повреждений для ПСГ-2 ТЭЦ-21 и ТЭЦ-23 практически совпадают (рис 6), то исходные данные для этих станций были объединены ТЭЦ-21+ТЭЦ-23 т = 106,664 ч- 8,549 а +4,723 тпР

ТЭЦ-26 т = -536,3334-41,874 тн+ 13,221 тр (2)

ТЭЦ-22 бл Л'« 10 т = -1954,154 -г 25,151 гн~42,358 гпр

Установлено, что число пусков сетевых подогревателей не оказывает существенного влияния на поврежденность трубок ПСГ-1, 2 Для ПСГ-1 наибольшее влияние на поврежденность трубок оказывают условия простоя (время простоя) если из-за невнимательности ремонтного персонала сетевая вода сливается не полностью (поскольку в этом случае активизируется процесс стояночной коррозии) На ресурс ПСГ-2 условия простоя оказывают больше влияние, чем на ресурс ПСГ-1 Условия эксплуатации (время наработки) более существенно влияют на поврежденность трубок в ПСГ-2, чем в ПСГ-1

На основании результатов анализа полученных данных разработаны рекомендации для увеличения срока службы ПСГ-2

- подавать полный расход сетевой воды в ПСГ-2 при кратковременном простое,

- при длительном простое полностью дренировать сетевую воду из трубной системы,

- осуществлять консервацию ПСГ октадециламином (который смывает с поверхности трубок коррозионно-активные вещества, отложившиеся там во время работы в зоне фазового перехода и защищает от стояночной коррозии трубки ПСГ)

В четвертой главе приведены результаты внедрения разработанной информационно-диагностической системы (ИДС)

На рис 7 приведена схематически модель двухступенчатой теплофикационной установки турбины Т-250/300-240 используемой в информационно-диагностической системе и места расположения измерительных приборов Для определения качества работы теплофикационной установки использованы формулы определения фактических и нормативных показателей работы тепло-

фикационной установки При работе ИДС на данной схеме показываются основные технико-экономические показатели установки, такие как нагрев сетевой воды, температурный напор, тепловая производительность сетевых подогревателей по пару и по сетевой воде Как вспомогательные указаны значения электрической мощности и расхода пара поступающего в голову турбины

Разработанная информационно-диагностическая система позволяет решать следующие задачи

- осуществлять проверку достоверности и качества поступающей информации,

- определять в режиме реального времени фактические и нормативные технико-экономические показатели работы теплофикационной установки (не-догрев сетевой воды до температуры насыщения, нагрев сетевой воды, гидравлическое сопротивление),

- осуществлять регулярный посменный анализ и оценку качества эксплуатации теплофикационной установки за любой промежуток времени, что упрощает наладочному персоналу станции проведение испытаний, а впоследствии обработку результатов для их последующего анализа.

- позволяет осуществлять выдачу эксплуатационному персоналу рекомендаций для принятия необходимых действий по изменению режима работы тур-бо\становки,

- осуществляет сбор и хранение информации, поступающей от измерительных приборов, установленных непосредственно на контролируемом оборудовании,

- реализует мониторинг повреждаемости трубных пучков сетевых подогревателей и позволяет оценить скорость накопления повреждаемости трубок и ресурс ПСГ-1, 2, а так же помогает ремонтному персоналу прогнозировать оптимальные сроки чистки трубок

- осуществляет обработку, анализ, отображение и выяснение возможных причин отклонений в работе теплофикационной установки,

от промперегревэтеля

к™""{¡¿У термометр сопротивления <=> ¡'с термометр —О) манометр

арматура электроприводная

(¡""ЗГ1™ местный указатель уровня ((Щлч расходомер

га

х »11XI

О Ф @ СН-1

& (Г в*

е регенерацию

—

в регенерацию

Рис. 7. Схема теплофикационной установки коллектор пвк

во входной

г, е- ! ь-

10 з 19 к

>4

Е > -, ♦} к

Из обратной магистрали

- помимо данных, характеризующих состояние сетевых подогревателей, ИДС сохраняет значения времени наработки-простоя, что при известном количестве поврежденных трубок может в свою очередь позволить определить сроки полной замены трубной системы.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ И ВЫВОДЫ

В диссертации на основе анализа и обобщения статистических исследований поврежденности трубной системы подогревателей сетевой воды теплофикационных энергоблоков, создания компьютерной диагностической системы анализа качества работы сетевых подогревателей и разработки методов прогнозирования ресурса трубной системы получено новое решение актуальной задачи повышения надежности и экономичности теплофикационных турбин

1 На базе анализа данных многолетней ремонтной документации и данных по режимам работы ПСГ разработан метод оценки ресурса ПСГ-2 и проведения анализа повреждений трубной системы сетевых подогревателей ТЭЦ Показано, что во многих случаях качество ведения этой документации неудовлетворительно и для его повышения требуется использование компьютерных технологий

2 Статистический анализ показал, что наиболее поврежденным аппаратом теплофикационной установки является ПСГ-2, питаемый из верхнего теплофикационного отбора Главной причиной этого явления является то, что зона фазового перехода находится внутри подогревателя Повышенная температура среды и наличие продуктов термолиза и гидролиза органики интенсифицируют коррозионные процессы Определяющими для поврежденности трубок ПСГ-2 являются условия простоя ПСГ-2 при работающей турбине

3 На основе использования методов регрессионного анализа разработана методика прогнозирования осгаточного ресурса трубных пучков и сроков их замены при капитальных ремонтах Главными факторами, определяющими ресурс трубной системы являются наработка подогревателей, время и условия простоя в резерве

4 Разработана методика ведения мониторинга основных показателей теплофикационной установки на основе использования измерительных сигналов, имеющихся в локальной измерительной сети ТЭЦ На основе использования компьютерной среды Delphi создана информационно-диагностическая система для оперативного контроля и оценки качества работы сетевых подогревателей, позволяющая в режиме реального времени определять фактические и нормативные технико-экономические показатели работы теплофикационной установки, осуществлять регулярный посменный анализ и оценку качества ее эксплуатации за любой промежуток времени, упростить наладочному персоналу станции проведение испытаний и обработку результатов для их последующего анализа, выдавать рекомендации для изменения режима работы турбоустановки, собирать и хранить информацию, поступающую от измерительных приборов, установленных непосредственно на контролируемом оборудовании, оценивать скорость накопления повреждаемости трубок и ресурс подогревателей, прогнозировать оптимальные сроки чистки трубок или полную замену трубной системы

5 Результаты исследований рекомендованы к использованию электростанциями ОАО «Мосэнерго» для повышения надежности сетевых подогревателей Разработанная информационно-диагностическая система внедрена и используется на филиале ОАО «Мосэнерго» ТЭЦ-23

Основное содержание диссертации изложено в следующих публикациях

1) И А Лунин, асп , рук А Д Трухний д т н , проф Особенности эксплуатации сетевых подогревателей турбоустановок // Тез докл Девятой Межд науч -техн конф студентов и аспирантов М Изд-во МЭИ, 2003 — т 3 - С 198

2) И А Лунин, асп, рук А Д Трухний д т н, проф Информационно-диагностическая система сетевых подогревателей турбоустановок энергоблоков 250 МВт // Тез докл Межд науч -техн конф "Состояние и перспективы развития электротечнологии" Иваново2003 -С 101

3) И А Лунин, асп , рук А Д Трухний д т н , проф Влияние источников водоснабжения на коррозионные повреждения трубных систем сетевых подогрева-

телей турбоустановок // Тез докл Десятой Межд науч -техн конф студентов и аспирантов М Изд-во МЭИ, 2004 -т 3 - С 171-172

4) И А Лунин, асп , рук А Д Трухний д т н , проф Влияние качества природной воды на долговечность ПСГ турбин Т-250/300-23,5 ТМЗ // Тез докл Одиннадцатой Межд науч -техн конф студентов и аспирантов М • Изд-во МЭИ, 2005-тЗ -С 215-216

5) Лунин И А , Трухний А Д, Лебедева А И Влияние условий эксплуатации на ресурс трубной системы сетевых подогревателей турбин Т-250/300-23,5 ТМЗ // Теплоэнергетика № 7 2005г С 70-75

Подписано к печати^6>0^07г Л -

Печ л _Тираж (00_Заказ АУ_

Типография МЭИ (ТУ), Красноказарменная, 13

Введение

Глава 1. Обзор литературы и постановка задач исследования

1.1. Обзор литературных данных по повреждениям трубных систем сетевых подогревателей турбин различного типа и их анализ

1.2. Обзор литературных данных по системам компьютерного мониторинга и диагностики состояния и режимов работы сетевых подогревателей турбин различного типа

1.3. Формулировка проблемы и выбор задач исследования

Глава 2. Обследование и анализ состояния трубной системы сетевых подогревателей турбин Т-250/300-240 на ТЭЦ-21, ТЭЦ-22, ТЭЦ-23 и ТЭЦ

2.1. Объект и цели обследования.

2.2. Методика проведения обследования

2.3. Результаты обследования и их анализ

2.3.1. Динамика роста поврежденности трубок ПСГ-1 и ПСГ

2.3.2. Факторы, влияющие на коррозионную поврежденность

2.3.3. Режимы эксплуатации ПСГ-1 и ПСГ-

Глава 3. Метод оценки ресурса трубных систем сетевых подогревателей турбин Т-250/300-240 и рекомендации по продлению их срока службы

3.1. Статистический и регрессионный анализ режимов работы и оценка основных факторов, определяющих ресурс трубной системы 76 сетевых подогревателей на базе статистических данных по ее поврежденности

3.2. Метод оценки ресурса трубных систем сетевых подогревателей

3.3. Рекомендации по продлению ресурса трубных систем 83 подогревателей

Глава 4. Разработка системы компьютерного мониторинга и качества работы сетевых подогревателей в условиях ТЭЦ

4.1. Теплофикационная установка турбины Т-250/300-23,5 ее устройство, режимы работы и измерения параметров рабочих тел

4.1.1. Теплофикационная установка турбины Т-250/300-23,5 ТМЗ

4.2. Информационно-диагностическая система (ИДС) и режимы работы сетевых подогревателей

4.2.1. Задачи ИДС

4.2.2. Математическая модель расчета теплопередачи и температурных напоров в подогревателях сетевой воды

4.3. Компьютерная программа мониторинга и диагностики качества работы сетевых подогревателей турбины Т-250/300-23,5 ТЭЦ

4.3.1. Цели системы

4.3.2. Входные данные системы. Корректность данных.

4.3.3. Выходные данные системы

4.3.4. Входной интерфейс пользователя при ручном и автоматическом вычислении

4.3.5. Некоторые основные алгоритмы

4.3.6. Вывод результатов на бумажные носители

4.3.7. Компьютерная архивация данных

4.3.8. Основные файлы пакета программы 128 Выводы и заключения по работе 130 Список использованных источников 132 ПРИЛОЖЕНИЕ 1. Сведения о работе ПСГ-1 и ПСГ-2 на ТЭЦ-26 13 8 ПРИЛОЖЕНИЕ 2. Сведения о работе ПСГ-1 и ПСГ-2 на ТЭЦ-22. 140 ПРИЛОЖЕНИЕ 3. Сведения о работе ПСГ-1 и ПСГ-2 на ТЭЦ-21 141 ПРИЛОЖЕНИЕ 4. Результаты осмотра ПСГ-1 и ПСГ-2 на ТЭЦ-23 141 ПРИЛОЖЕНИЕ 5. Наработка, время простоя и остановы ПСГ-1 и ПСГ

2 блока №9 на ТЭЦ-22 по годам эксплуатации. 142 ПРИЛОЖЕНИЕ 6. Наработка, время простоя и остановы ПСГ-1 и ПСГ

2 блока № 10 на ТЭЦ-22 по годам эксплуатации 143 ПРИЛОЖЕНИЕ 7. Наработка, время простоя и остановы ПСГ-1 и ПСГ

2 блока №11 на ТЭЦ-22 по годам эксплуатации. 144 ПРИЛОЖЕНИЕ 8. Сведения о работе ПСГ-1 и ПСГ-2 блока №5 на

ТЭЦ-23 145 ПРИЛОЖЕНИЕ 9. Сведения о работе ПСГ-1 и ПСГ-2 блока №6 на

ТЭЦ-23 146 ПРИЛОЖЕНИЕ 10. Сведения о работе ПСГ-1 и ПСГ-2 блока №7 на

ТЭЦ-23 147 ПРИЛОЖЕНИЕ 11. Сведения о работе ПСГ-1 и ПСГ-2блока №8 на

ТЭЦ-23. 148 ПРИЛОЖЕНИЕ 12. Сведения о работе ПСГ-1 и ПСГ-2 блока №8 на

Паровые турбины и теплообменное оборудование ТЭЦ России и стран СНГ эксплуатируется в сложных условиях, связанных со старением оборудования, ростом числа пусков и остановов блоков, увеличением продолжительности их простоев, использованием исходной воды, загрязненной продуктами промышленных технологий, поэтому распространенным видом коррозионных повреждений на ТЭС становятся хрупкие повреждения металла труб горизонтальных сетевых подогревателей (ПСГ) /49, 8/. Особенно это характерно для ТЭЦ системы ОАО «Мосэнерго», где в тепловой схеме турбин Т-250/300-23,5 для двухступенчатого подогрева сетевой воды используются четырехходовые горизонтальные сетевые подогреватели ПСГ-5000-2,5-1 (ПСГ-1) и ПСГ-5000-3,5-П (ПСГ-2) производства Уральского турбомоторного (УТМЗ) с прямыми трубками из нержавеющей стали 12Х18Н10Т длиной 9000 мм.

Повышение надежности горизонтальных сетевых подогревателей теплофикационных турбин Т-250/300-23,5 и в первую очередь их трубок, требует комплексного подхода, охватывающего вопросы качества сетевой воды, применяемого водно-химического режима, связанного с режимом работы сетевых подогревателей.

Исследованиями в области повреждения трубных систем сетевых подогревателей занимались Амосова Э.Г., Аронсон К.Э., Бродов Ю.М., Бенен-сон Е.И., Василенко Г.В., Верич В.Ф., Вайман А.Б., Ивин Б.Ф., Лебедева А.И., Лошицкий А.П., Мартынова О.И., Малахов И.А., Ниренштейн М.А., Петрова Т.Н., Плотников П.Н., Резникова P.C., Рыженков В.А., Рябчиков А.Ю., Седов И.В., Сутоцкий Г.П., Трухний А.Д. и другие. Выполненные этими авторами исследования установили, что зарождение трещин начинается с внешней стороны трубы, что для снижения повреждаемости трубной системы возможно использование октадециламина, который защищает трубки от воздействия хлоридов в зоне фазового перехода, концентрация которых может увеличиваться при определенных условиях эксплуатации. Имеющиеся исследования в этой области направлены на изучение отдельных сторон явления и попытки создать практические методы оценки долговечности, однако не дают возможности определять динамику роста повреждений, а тем более прогнозировать время замены трубной системы. Недостаточно исследовано и влияние схемы включения ПСГ при одном или двухступенчатом подогреве сетевой воды, а также изменение режимов эксплуатации ПСГ для увеличения срока службы трубной системы.

Настоящая работа была проведена применительно к теплофикационным установкам ТЭЦ-21,22,23, 26 ОАО «Мосэнерго» и посвящена:

- исследованиям повреждаемости трубной системы сетевых подогревателей с учетом воздействия многообразных эксплуатационных факторов и выявлению математических зависимостей, связывающих повреждаемость трубных систем с режимными параметрами, такими как время наработки, время простоя, число пусков;

- созданию системы компьютерного мониторинга сетевых подогревателей для:

- обеспечения эксплуатационного персонала текущей информацией и оптимизации режима работы теплофикационной установки;

- расчета в режиме реального времени технико-экономических показателей работы теплофикационной установки;

- выдачи эксплуатационному персоналу соответствующих рекомендаций о необходимости изменения режима работы турбоустановки.

Разработанная информационно-диагностическая система прошла отладку и была успешно внедрена на филиале ОАО "Мосэнерго" ТЭЦ-23. Рекомендации, которые были разработаны в процессе проведения работы, были переданы на ТЭЦ-21, ТЭЦ-22, ТЭЦ-23, ТЭЦ-26.

Работа выполнена на кафедре "Паровые и газовые турбины" Московского энергетического института (ТУ) под руководством д.т.н., профессора, заслуженного деятеля науки РФ, заслуженного энергетика России, лауреата премии правительства РФ - Трухния А.Д.

Автор выражает глубокую признательность научному руководителю - заслуженному деятелю науки, д.т.н., профессору Трухнию А.Д., а также благодарит директора ТЭЦ-23, д.т.н., профессора Зройчикова H.A., главных инженеров: к.т.н. Галаса И.В.(ТЭЦ-23), Турченко В.И. (ТЭЦ-21), Чернышева Е.В. (ТЭЦ-22), Захаренкова А.В.(ТЭЦ-26), начальников котлотурбинных цехов, цехов наладки и испытаний, инженерно-технический и эксплуатационный персонал.

Выгод

Информационно диагностическая система (X)

Директория установки

C:\PwvanFlei\IDS

Требуется 1311 К Свободно: 665468 К Выбор. Назад

Информниионно-лишностичвская си чат Правке Вил Избранное Сервис Справке

У / Я*** Пт гнь

А/.» ГЦ С^ООСиТШв юа

1. Для того, чтобы удалить файлы, ключи реестра Windows, и саму ИДС дважды щелкните ярлык «Деинсталляция»

2. После деинсталляции ИДС на экране появится следующее окно.

Деинсталляция IDS бы уверены что хотите удалить IDS? Да j Нет

Деинсталляции IDS ш

Удаление ключей реестра. Удаление Файлов.

1 « I

107497 Москва, ул. Монтажная, 1Л Телефон: 167-40-92,Факс: 167-81-10,Телегр.Москваг- Марш А.Т.113197 Реквизиты в КБ «Трансинвестбанк», р/с № 40702810300000000079, к/с № 30101810500000000212 ИНН 7705035012, БИК 044579212, ОКПО 04623169, ОКВЭД 40.10.11, КПП 771802001

На ТЭЦ-23 филиала ОАО «Мосэнерго» прошла наладку и внедрена в эксплуатацию компьютерная программа «Информационно-диагностическая система (ИДС) оценки качества работы теплофикационной установки турбины

Применение данной ИДС позволило:

1. Обеспечить эксплуатационный персонал текущей информацией, необходимой для оптимизации режима работы турбоустановки и обратную связь в динамике по результатам предпринимаемых оперативных воздействий на режимы.

2. Осуществлять в режиме реального времени расчет технико-экономических показателей работы теплофикационной установки и выдавать эксплуатационному персоналу соответствующие рекомендации о необходимости тех или иных изменений режима работы турбоустановок для более оптимального перераспределения между ними тепловой и электрической нагрузок.

3. Осуществлять регулярный посменный анализ и оценку качества эксплуатации теплофикационных турбин Т-250/300-240 за любой предшествующий промежуток времени.

АКТ ВНЕДРЕНИЯ информационно-диагностической системы оценки качества работы теплофикационной установки турбин Т-250/300-240

Т-250/300-240».

Главный инженер

И.В.Галас

1. Акользин П.А. Коррозия и защита металла теплоэнергетического оборудования. М.: Энергоиздат, 1982.

2. Анализ показателей надежности теплообменных аппаратов турбоустановок ТЭС Ю.М. Бродов, Р.С. Резникова, Г.И. Краснова, А.И. Чайка Энергомашиностроение. 1982. №11. с 35-39.

3. Бененсон Е.И., Иоффе Л.С. Теплофикационные паровые турбины Под ред. Д.П. Бузина. 2-ое изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1986.

4. Берман Л.Д., Зернова Э.П. Зависимость коэффициента теплопередачи конденсаторов паровых турбин от режимных условий. Изв. вузов. Энергетика, 1980, №9, с. 48-55.

5. Биргер И.А. Техническая диагностика. М: Машиностроение, 1972.

6. Богачев А.Ф. Причины коррозии сетевых подогревателей и мероприятия по ее предотвраш,ению Теплоэнергетика. 1999. №12. 13-19.

7. Бродов Ю.М. О необходимости комплексного обоснования разработок по совершенствованию энергетических теплообменных аппаратов Изв. Литовской А.Н. Энергетика. 1991. №2. 34-45.

8. Бродов Ю.М., Аронсон К.Э., Ниренштейн М.А. Концепция системы диагностики конденсационной установки паровой турбины Теплоэнергетика. 1997 №7 34-38.

9. Вайман А.Б., Мартынова О.И., Малахов И.А., Амосова Э.Г., Ивин Б.Ф. Исследование коррозионно-механического повреждения труб горизонтальных сетевых подогревателей турбин Т-250/300-240 Теплоэнергетика. 1997. №6. 17-22.

10. Вайман А.Б., Мартынова О.И., Смиян О.Д. О влиянии среды на металл пароводяного тракта энергетических блоков сверхкритического давления Физико-химическая механика материалов. 1995. №5. 95-104.

11. Влияние напряженно-деформируемого состояния трубных систем на эксплуатационную надежность подогревателей сетевой воды теплофикационных 132

12. Водичев В.И., Осипенко В.Н., Бузин Д.П. Опыт работы I некоторые особенности турбины Т-250/300-240 Теплоэнергетика. 1978. 6. 14-19.

13. Выбор материала трубных систем теплообменных аппаратов паротурбинных установок. Бродов Ю.М., Аронсон К.Э., Ниренштейн М.А., Рябчиков А.Ю., Плотников П.Н. Теплоэнергетика JVb5.2003.

14. Герасимов В.В., Громова А.И. Сабинин А.А. Влияние концентрации хлоридов и кислорода в воде на коррозионное растрескивание аустенитной стали Теплоэнергетика. 1968 №6. 40.

15. Десятун В.Ф. Повышение эффективности теплообменного оборудования АЭС с конденсацией пара: Автореф. дисс. канд. техн. наук. М., 1983. 54 с.

16. Изменение механических свойств и структуры материала паропроводов под действием органических загрязнителей В.И. Данилов, Ф. Подбородников, П.Н. Котов, В.Е. Громов Изв. Вузов. Черная металлургия. 1993. №8 50-52.

17. Изучение и предотвращение коррозии металла в зонах фазовых превращений и перегретом паре. Богачев А.Ф. 1996.

18. Инструкция по эксплуатации теплофикационной установки турбины типа Т250/300-240 ТЭЦ-23 Мосэнерго, г. Москва, 1983г.

19. Информационно-диагностическая система контроля подогревателей сетевой воды турбоустановки Т-250/300-

20. Трухний А.Д. Зройчиков П.А., Ломакин Б.В., Седов И.В. Теплоэнергетика №1 1998.

21. Исследование влияния эксплуатационных факторов на ресурс трубной системы сетевых подогревателей турбин Т-250/300-23,5 ТМЗ И.А. Лунин, А.Д. Трухний, А.И. Лебедева Теплоэнергетика. 2005. Ш7.

22. Карпенко Г.В. Влияние среды на прочность и долговечность металлов. Киев: Паукова думка, 1979.

23. Ковалев И.А. Цели и задачи технической диагностики Тр. ЦКТИ. 1992. Вып. 273. 3—8. 133

24. Коррозия трубной системы сетевых подогревателей. Василенко Г.В., Сутоцкий Г.П., Лошицкий А.П.

25. Костюк А.Г./ Динамика и прочность турбомашин: Учебник дпя вузов. 2 -е изд. -М.: Издательство МЭИ, 2000. -480 с.

26. Крюков В.П., Чечко И.И., Лапухина П.С. Исследование водородного повреждения труб подогревателей высокого давления после длительной эксплуатации Труды ЦКТИ. Увеличение ресурса и надежности материалов и сварных соединений энергетических установок, вып. 194., Л., 1982, с.22-26. 27. К нормам водоподготовки и вводно-химического режима для тепловых электростанций и тепловых сетей в ПТЭ 1986 г.// Теплоэнергетика. 1986. №4.-С.-62.

27. Мамет А.П. Коррозия теплосилового оборудования электростанций. М.: Госэнергоиздат, 1952. 192 с.

28. Мартынова О.И., Вайман А.Б. Некоторые проблемы при использовании на блоках СКД кислородных водных режимов Теплоэнергетика. 1994. №7. 2-9.

29. Межкристаллитная коррозия и коррозионное растрескивание нержавеющих сталей в водных средах В.П. Погодин, В.Л. Богоявленский, В.П. Сентюрев М., Атомиздат, 1970,424с.

30. Методические указания по консервации теплоэнергетического оборудования с применением пленкообразующих аминов. Дополнение к РД 34.20.591-97. М., 1998.

31. Методические указания по испытанию сетевых подогревателей МУ 34-70001-82 Минэнерго СССР, Главное техническое управление по эксплуатации энергосистем. Служба передового опыта и информации. М.:СПО Союзтехэнерго, 1982.

32. Методические указания по эксплуатационному контролю за состоянием сетевых подогревателей МУ 34-70-104-85 Минэнерго СССР, Главное техниче134

33. Надежность кожухотрубных теплообменных аппаратов паротурбинных установок: Учеб. пособие Ю.М. Бродов, П.Н. Плотников. Екатеринбург: УГТУ УПИ,2001.242с.

34. Обеспечение и повышение надежности кожухотрубных теплообменных аппаратов паротурбинных установок. Автореферат дисс. на соискание степени доктора техн. наук. Екатеринбург 2

36. Определение оптимальных сроков замены трубных пучков теплообменных аппаратов турбоустановок Р.С. Резникова, Е.И. Бененсон, Ю.М. Бродов и др.// Теплоэнергетика. 1985. Ш2. С 37-40.

37. Определение оптимальных сроков замены трубных пучков подогревателей низкого давления паровых турбин Р.С. Резникова, Е.И. Бененсон, Ю.М. Бродов и др.// Электрические станции. 1985. N25 23-26.

38. Особенности локальной коррозии нержавеющих сталей в зонах фазового перехода. Богачев А.Ф. 39. ОСТ 108.005.15-

39. Отраслевая система управления качеством продукции в энергетическом машиностроении. Оценка уровня качества энергетического теплообменного оборудования электростанций. Введен 01.01.83. Л. ППО ЦКТИ, 1983. 39 с. 40. ОСТ 108.030.47-

40. Котлы водогрейные. Качество сетевой и подпиточной воды. Л.: НПО ЦКТИ. 1981. 10 с.

41. Пароводяные подогреватели, водоводяные теплообменники. Технические условия на капитальный ремонт ТУ 34-38-20196-83 Минэнерго СССР, Главное техническое управление по эксплуатации энергосистем. Служба передового опыта и информации. М.:СПО Союзтехэнерго, 1988.

42. Петрова Т.И., Рыженков В.А. и др. Исследования коррозии подогревателей сетевой воды ТЭЦ и пути ее снижения

43. Плотников П.Н., Ниренштейн М.А. Анализ возможностей замены теплообменных поверхностей в серийных теплообменных аппаратах систем регенера135

44. Плотников П.Н., Бродов Ю.М., Руденко А.С. Надежность тенлообменного оборудования паротурбинных установок Совершенствование турбин и турбинного оборудования: Региональный сб. науч. ст. Екатеринбург: УГТУ, 2000. 171-180.

45. Повышение эффективности и надежности теплообменных аппаратов паротурбинных установок Под ред. Ю.М. Бродова. Екатеринбург. УГТУ. 1996.

46. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. 14-е изд., М: Энергоатомиздат, 1989. 288 с. 47. РД 24.271.01-88 Методы оценки вибрационных характеристик трубных систем регенеративных подогревателей низкого давления и подогревателей сетевой воды. М.: Минтяжмаш СССР, 1988.

47. Справочник металлиста Под ред. А.Г. Рахштадта, В.А. Брострема. М.: Машиностроение. 1976.

48. Сутоцкий Г.П., Верич В.Ф. О хрупких повреждениях труб ПСГ Энергетика и электрификация 1988. 2. 7-11.

49. Типовая инструкция по эксплуатации станционных установок подогрева сетевой воды Минэнерго СССР, Главное техническое управление по эксплуатации энергосистем. Служба передового опыта и информации. М.:СПО Союзтехэнерго, 1982.

50. Типовая энергетическая характеристика ПСГ-5000. М.: ОРГРЭС, 1993.

51. Трубицын А.Я. и др. Технический отчет по обследованию теплофикационных установок ТЭЦ 9,11,12,16,20, 21,22 и 23 «Мосэнерго».

52. Трухний А.Д., Ломакин Б.В. Теплофикационные паровые турбины и турбоустановки: Учебное пособие для вузов. М.: Издательство МЭИ. 2002. 540 с ил., вкладки.

53. Урьев Е.В., Агапитова Ю.Н. Проблемы создания систем технической диагностики турбоагрегатов. Телоэнергетика. 2001. №11. С 24-28 136

54. Шицман М.Е. Временные указания по организации нейтрально- кислородного водного режима на энергоблоках СКД. М.: СПО Союзтехэнерго, 1978,-16с.

55. Щербинин В.Г. Испытание сетевого подогревателя типа ПСГ-5000-2,5-8-1 турбины Т-250/300-240 ТМЗ ст.№11 ТЭЦ-22.

56. Haruyama Sh. Stress corrosion craking by cooling water of stainless steel shell and tube heat exchangers.// Materials Performance. 1982. X23.P.14-19. 137