автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Обеспечение высокой надежности оборудования ТЭС в условиях регулирования электрической нагрузки

г"1

На правах рукописи Федорчснко Георгий Степанович у

зич

Обеспечение высокой надежности оборудования ТЭС в условиях регулирования электрической нагрузки

Специальность 05.14.14. - Тепловые электрические станции (тепловая часть)

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Новочеркасск - 1997

Работа выполнена на кафедре тепловых электрических станций Новочеркасского государственного технического университета.

Научный руководитель - доктор технических наук,

академик МИА,РИА,ИАА,

лауреат премии Совета Министров СССР,

профессор Мадоян A.A.

Научный консультант - кандидат технических наук,

доцент Ефимов H.H. Официальные оппоненты - доктор технических наук,

заслуженный деятель науки и техники РФ, лауреат премии Совета Министров СССР, академик РИА, профессор Иванов В.А.;

- кандидат технических наук, профессор Безгрешнов А.Н.

Ведущая организация - АО ТКЗ "Красный котельщик".

Защита состоится декабря 1997 г. в 12 часов на

заседании диссертационного совета K.063.30.I2 при Новочеркасском государственном техническом университете.

Автореферат разослан "2i>" ноября 1997 г.

Отзывы в двух экземплярах, заверенные и скрепленные печатью, просим направлять по адресу: 346400 г. Новочеркасск, ул. Просвещения 132. Ученому секретарю НГТУ.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке НГТУ.

Ученый секретарь

диссертационного Совета, _ H.H. Ефимов

К.063.30.12

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. По данным Мирового энергетического Совета (МИРЭС) в ближайшем будущем основными источниками энергии станут электростанции, работающие на ядерном и твердом органическом топливе. В России в настоящее время более 70% электроэнергии вырабатывается на тепловых электрических станциях (ТЭС). К надежности работы оборудования электростанций, использующих эта топлива, предъявляются повышенные требования.

В последнее десятилетие ситуация с потреблением и производством электроэнергии стремительно изменяется: ухудшается качество топлива; уменьшаются запасы и осложняется их добыча; для производства электроэнергии используются все более сложные тепловые схемы; увеличивается неравномерность графиков нагрузок энергосистем; наметилось отставание в развитии новых технологий; сдерживается строительство новых электростанций, в том числе и маневренных; происходит неизбежный процесс старения существующих электростанций; рыночные реформы заставляют провести переоценку ценностей, в том числе и в производстве электроэнергии. Сложившиеся обстоятельства еще более обострили задачи по обеспечению надежности и эффективности оборудования ТЭС, решению вопросов которых и посвящена эта работа.

Цель работы. Обобщение результатов экспериментальных и аналитических исследований, проведенных автором, по повышению надежности оборудования ТЭС и разработка отраслевой системы диагностики состояния металла тепломеханического оборудования.

Основные задачи исследования. В работе рассматривается и решается ряд задач:

- исследование элементов тепловых схем ТЭС на повреждаемость; причины отказов в работе оборудования и оценка надежности отдельных элементов электростанций;

- исследование воздействий циклических нагрузок на металл тонкостенных и толстостенных конструкций ;

- исследование процесса трещинообразования в металле толстостенных элементов оборудования при колебаниях температур и тепловых ударах;

- разработка принципов и методов проведения системы технической диагностики металла оборудования ТЭС.

Научная новизна и значимость работы состоит в следующем.

- Предложена обоснованная рейтинговая система обеспечения надежности работы металла по элементам оборудования ТЭС.

- Разработана и использована оригинальная система измерений температуры металла поверхностей нагрева и барабана в обогреваемой зоне котла.

- Установлено, что контролировать надежность оборудования ТЭС можно измеряя (помимо давлений и нагрузок) температуру металла в определенных точках обогреваемых зон; скорости изменений температур как металла, так и теплоносителей; разности температур металла между обогреваемыми и необогреваемыми точками, входными и выходными сечениями; разности температур теплоносителей.

- Выявлено, что помимо контролируемых, медленных изменений температур и давлений, возникающих при переходных режимах работы ТЭС, существуют пульсирующие колебания температур и давлений, способствующие образованию трещин в металле. В работе даются оценки негативных последствий этих тепловых ударов и колебаний.

- Разработана система технической диагностики металла оборудования ТЭС.

Практическая ценность работы заключается в том, что результаты выполненных исследований нашли применение на практике (в эксплуатации оборудования ТЭС), а также в:

- разработке и реализации оригинальной системы измерений температуры металла поверхностей нагрева в обогреваемой зоне и барабана котла;

- разработке метода оценки негативного воздействия пульсирующих колебаний температуры на металл толстостенного оборудования;

- разработке мероприятий по устранению колебаний температуры металла толстостенных элементов при переменных нагрузках энергоблока;

- разработке и реализации на основе экспериментальных и теоретических исследований системы технической диагностики за состоянием металла, направленной на повышение надежности.

Результаты исследований нашли широкое применение на многих электростанциях "Донбассэнерго" (Украина) и "Ростовэнерго" (Россия), а именно: Углегорская ГРЭС, Старобешевская ГРЭС, Мироновская ГРЭС, Вор о шиловгр адская ГРЭС, Новочеркасская ГРЭС, Ростовская ТЭЦ и др.

Достоверность и обоснованность решений, выводов и практических рекомендаций обеспечивается проведением исследований на действующем оборудовании с применением системного подхода и традиционных, отработанных практикой методов измерений; идентичностью и адекватностью расчетных и экспериментальных дашшх; положительным опытом широкого практического использования предложенных мероприятий и рекомендаций.

Личный вклад автора заключается в разработке и реализации:

- программы исследований вопросов надежности работы ТЭС, температурного режима поверхностей нагрева котла на действующем оборудовании с применением традиционных и оригинальных методов измерений и обработки опытных данных;

- предложений и рекомендаций по контролю и повышению надежное™ работы на действующем оборудовании ТЭС.

Автор работы защищает:

- системный подход по программе исследований условий работы и надежности основных элементов оборудования электростанций;

- результаты полученных экспериментальных исследований на действующих котлах ТП-100 ДТМЕ-444, ТП-230;

- результаты теоретических исследований надежности элементов оборудования ТЭС;

- результаты оценки надежности оборудования ТЭС на основе показателей их работы в условиях переменных графиков электрической нагрузки;

- разработанную систему технической диагностики за состоянием металла ТЭС.

Публикации по работе. Автором опубликовано 20 научных работ, из них авторских свидетельств на изобретение - 3. По теме диссертации 12 работ, перечень которых приведен в конце автореферата.

Апробация работы. Положения и рекомендации, изложенные в диссертации, нашли отражение в двух отчетах по договорным работам, докладывались на конференциях: "Экологически чистая энергетика", (1994 г., г. Новочеркасск), "Повышение эффективной работы оборудования ТЭС" (1990 г., г. Горловка), "Повышение эффективности ремонтного обслуживания в энергосистемах Минэнерго УССР" (1973 г., г. Киев), "Пути повышения показателей и качества ремонта тепломеханического оборудования электростанций" (1975 г., г. Москва); на Российско - Американском семинаре "Внедрение интегрированного планирования

энергетических ресурсов в практику развития энергетики России" (1993 г., г. Москва); в 1985 - 1997 гг. на научно-технических совещаниях РАО "ЕЭС России", ОАО "Ростовэнерго", ПЭО "Донбассэнерго", АО "ЮжВТИ", "ВТИ", "Красный котельщик", ОАО "НИИ ЭПЭ", на заседаниях кафедры "Тепловые элеюричсскис станции" НГТУ.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пята глав, заключения, списка использованной литературы. Общий объем диссертации 208 страниц, в том числе 55 рисунков, 11 таблиц.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, необходимость исследований надежности оборудования ТЭС, дана общая характеристика и структура работы.

В первой главе представлены обзор литературных источников и исследования надежности оборудования ТЭС в условиях регулирования электрической нагрузки.

Бесперебойное снабжение потребителя электроэнергией может быть обеспечено при наличии трех факторов: первичных энергоресурсов, достаточного количества мощностей электростанций и условий надежности оборудования. На надежность работы электростанций в последнее время негативно влияют следующие обстоятельства: увеличивающееся количество пусков и остановов; глубина разгрузки при регулировании графика элехтронагрузки. Большинство ТЭС, работая в сложно-напряженных условиях, вынуждены продлевать срок эксплуатации уже отработавшего оборудования. При этом особую актуальность приобретает вопрос повышения надежности тепломеханического оборудования.

Для обеспечения устойчивой работы поверхностей нагрева и станционных трубопроводов на ТЭС в последнее время определилось два подхода. Первый базируется на проведении качественного контроля за состоянием металла. Второй основывается на соблюдении эксплуатационных условий, и особенно водно-химического режима. Признано, что надежность работы ТЭС при маневренных нагрузках, сложившихся в настоящее время, обеспечивается одновременной разгрузкой большого числа агрегатов или созданием специального маневренного оборудования (например, ГТУ и др.).

В работе исследуются элементы энергоблоков ТЭС на предмет степени их повреждаемости. Анализ статистических данных по количеству отказов на энергоблоках мощностью более 150 МВт показывает,

что наибольшее количество повреждений наблюдается на поверхностях нагрева котла. Наименее надежны такие поверхности нагрева, как пароперегреватели, на которые приходится 40-60% отказов. Повреждаемость пароперегревателей увеличивается с ростом параметров пара и повышением маневренности агрегата. Если для энергоблоков мощностью менее 100 МВт количество отказов пароперегревателей находится на том же количественном уровне, что и для других поверхностей нагрева котлов, то при мощности 300 МВт повреждаемость пароперегревателей возрастает в 2 раза по сравнению с другими поверхностями нагрева, а при мощности 500 МВт - в 4 раза. Таким образом, создаются предпосылки для применения рейтингового резервирования и выбора запасов прочности для отдельных элементов "ГЭС, в том числе и для пароперегревателей.

В работе проведен анализ причин повреждаемости поверхностей нагрева: технологических (недостатки конструкций, технологии изготовления и ошибки в выборе материалов); эксплуатационных (нарушения правил технической эксплуатации и водно-химического режима); ремонтно-монтажных (дефекты, возникающие в процессе монтажа и ремонтов); сварочных дефектов как технологического, так и ре-монтно-монтажного характера. Для оборудования ТЭС, выработавшего свой моторесурс (100 - 150 тыс. часов), выделены отказы по причине исчерпания ресурса работы металла.

Анализ причин повреждаемости оборудования ТЭС показывает, что на турбоустановках энергоблоков наибольшее число отказов происходит из-за нарушения правил эксплуатации (до 45+50%). На котельных установках больше всего отказов бывает по причине дефектов монтажа и ремонта (до 25+26%), исчерпания ресурса работоспособности металла (до 24+25%), и технологических дефектов и недостатков конструкций (до 20+22%). С увеличением мощности энергоблоков, а значит и с уменьшением возраста ТЭС, количество отказов из-за нарушений технологии изготовления и недостатков в конструкции увеличивается, а по причине исчерпания ресурса работы металла в общем уменьшается.

Ей второй главе рассмотрены задачи исследования надежности оборудования ТЭС и предложены методы измерений температур на поверхностях нагрева и в барабане котла.

Температурный контроль металла труб поверхностей нагрева и барабана осуществлялся с помощью хромель-копелевых и хромель-алюмелевых термопар. В необогреваемой зоне котаа электроды

(диаметром 0,5 мм) термопар зачеканивались в металл труб и коллекторов на глубину 0,6-0,7 мм. В обогреваемой зоне устанавливались оригинальные, специально изготовленные вставки, у которых термопары выводились через специально высверленные в металле каналы, а выход тщательно изолировался. Вставки располагались на выходных змеевиках пароперегревателей в местах наиболее частых повреждений труб. На котле были установлены 51 вставка в обогреваемой часта и 103 термопары на трубах в необогреваемой зоне. Помимо специально изготовленных использовались и штатные, эксплуатационные датчики дом измерений температур, давлений, расходов воды и пара. Однако при повышении нагрузки котла вплоть до 150+180 МВт показания эксплуатационных термопар на 20-40°С были ниже действительных температур металла. Эта разность температур исчезала только при стабилизации режима работы котла (примерно ч«уез 50-70 часов после растопки). В тело стенки барабана электроды термопар зачеканивались на глубину 1,4-1,5 мм в различных точках по всему периметру.

В третьей главе приведены результаты экспериментальных исследований надежности работы элементов котла при стационарных и нестационарных режимах эксплуатации.

Экспериментальные исследования надежности работы проводились на пароперегревателях (ПП) и барабане действующего пылеуголь-ного котла ТП-100 и ГП-230 при стационарных и нестационарных режимах: пуск и останов из холодного и неостывшего состояний при эксплуатационных и ускоренных растопках котаа; различные виды колебания нагрузки.

На рис. 1 представлено изменение температурного режима ПП котла в период пуска от момента включения турбогенератора до стабилизации режима горения пыли в топке. При температурах газов 800+ 1000°С температура металла ПП в основном не превышала 530+550°С. Разность температур между отдельными змеевиками обогреваемой зоны была не более 30í35°C в одной и 55г60°С во второй полутопке. При расходе пара 50 т/ч и температуре за ширмовым пароперегревателем (ШПП) 200+240°С металл ШПП в обогреваемой зоне был на 120+175°С выше температуры пара. При включении пусковых мазутных форсунок наблюдалось быстрое повышение давления, в результате чего приходилось производить частое отключение и включение форсунок. При нагрузках выше 100 МВт разность между температурами металла и пара на горячих ШПП уменьшилась до 30+50°С, а на холодных до 100°С. Аб-

Р£, МП а.

/.о,О 10,0 5Р

О

¿Л

4000\

л/'.т.

&оо -

го

гоо юо о

о

Рис. 1. Изменения Температура: 1 - газов; 2 -

гг, V.

температур при пуске котла ТП-100. металла на выходе из первичного ПП в обогреваемой зоне; 3 - то же в необогреваемой зоне; 4 - на выходе из холодных ширм; 5 - то же на выходе из горячих ширм; 6 - насыщения; 7 -предельно допустимая для аустенитных сталей. Р„ - давление в барабане; Дп - расход пара; N - мощность энергоблока.

солютная температура металла выходных змеевиков в обогреваемой зоне при ЛГ=Ю(Ы50 МВт не превышала на холодных ШПП 560°С, а на горячих кратковременно достигала 600°С. При переводе котла на пыль также наблюдались резкие изменения температур металла в ШПП до 590-600°С. На температурный режим ПП котла влияли замедленная растопка котла, малые расходы пара, поочередный розжиг мазутных форсунок, отсутствие налаженного пускового режима.

При апериодических изменениях тепловой нагрузки котла (линия 1, рис. 1) происходят колебания температуры металла и пара в ПП (линии 2-5), в то время как в испарительных поверхностях нагрева и в барабане идет относительно спокойное повышение температуры насыщения (линия 6), а значит и плавное увеличение температуры металла как в экранных трубах, так и осредненной в барабане.

Состояние металла ПП осложняется тем, что степень нагрева стенок труб зависит от температуры и скорости обоих теплоносителей (пара и газа), а также тем, что металл работает в области предельно допустимых температур (пиния 7, рис. 1). В начальный период пуска, при нагрузке менее 30%, когда в экранных поверхностях нагрева парообразование еще не происходит, а в трубках ПП конденсат уже испарился, но повышение давления пара еще не началось, температура металла труб ПП становится практически равной температуре газов на этих участках труб. При отсутствии расхода воды и пара, затрудненном конвективном движении среды внутри парового пространства ПП и неравномерном внешнем прогреве в отдельных зонах могут создаться условия перегрева труб. Эксплуатационные измерения, проводимые с помощью термопар п необогреааемой зоне верхних коллекторов характеризуют состояние металла только на участке измерения. Поэтому контроль температуры в точке 3 (рис. 1) не дает истинной картины состояния металла и теплоносителя в ПП, и чем больше температура газов в переходной зоне котла, тем больше разность температур металла между обогреваемыми и необогреваемым участками труб (между точками 2 и 3, рис. 1).

Исследования температурного режима барабана показали, что самую низкую температуру при пусках имеет металл по нижней образующей в -горцах барабана. Уже в начальный момент пуска разность температур металла по периметру барабана достигала 90°С, и только снижение форсировки котла с задержкой режима набора давления и температуры пара на 1 час заставило снизить разность температур металла по периметру барабана. Применение при пуске системы обогрева

низа внутреннего пространства барабана, а при останове охлаждение верхней части ускоряет пуско-осгановочные операции. Однако использование этих систем требует тщательной отладки этих режимов эксплуатационными службами.

При различных опробованных способах растопки котла наблюдались неконтролируемые колебания температур с амплитудой 5+40°С в отдельных случаях до 70°С. Колебания температуры металла барабана происходили при прогреве вплоть до 270°С. С целью исключения колебаний температур с большой амплитудой были проведены специальные исследования с интенсивными продувками нижних точек экранов при растопках котла. Через 0,5 часа после растопки котла и предварительной 15-минутной продувке нижних коллекторов экранов были зафиксированы колебания температур с увеличивающимся размахом от 10°С до 40"С, а затем с размахом 5,115°С (рис. 2,а). Останов с аварийным опорожнением барабана (рис. 2,6) приводил к снижению скорости охлаждения низа и относительному его перегреву по сравнению с температурой насыщения. Периодические резкие уменьшения температуры (на 15 •• 40°С) у нижней образующей до /„ были практически мгновенными (тепловые удары). Такие колебания температур и тепловые удары, возникающие на внутренней поверхности барабана плохо поддаются контролю из-за инерционности замеров, являются практически неуправляемыми и резко снижают надежность работы металла. В работе показано, что циклические колебания температур при переходных режимах могут возникать и в испарительных поверхностях нагрева котла. Так в трубе двухсветного экрана котла ТТМЕ-444 были зафиксированы колебания температуры с амплитудой 40.-100°С и периодом одного никла 10 +15 мин. При таких колебаниях скорость изменения температуры достигает 20; 100°С/мин.

В четвертой главе приведены теоретические исследования надежности работы металла оборудования ТЭС.

Управление надежностью работы оборудования ТЭС базируется на статистических методах испытаний материала и теоретического анализа явлений. Статистические методы опенки повреждаемости оборудования, с проверкой состояния металла и математической обработкой динамических процессов, происходящих в элементах энергоблока, являются основой полноценной диагностики. Теоретические исследования позволяют планировать мероприятия, направленные на повышение надежности.

В работе показано, что динамика изменения разности температур пара (А?" = ) во времени (г) между выходом О^) и входом (I")

щей от изменений температуры газов в топке (Г,), от расхода среды в трубе (Д ), коэффициента теплопередачи (к) и изобарной теплоемкости (с,) при постоянной поверхности (Б):

Реальная температура пара в определенной точке трубы (/") определяется температурой среды на входе, увеличением 1 в процессе нагрева на участке трубы (Дт) и колебаниями температуры среды при переходных режимах:

Таким образом, контроль металла ПП можно осуществлять по абсолютным температурам, которые должны быть не больше допустимых; по скорости изменения и разности температур между теплоносителями и между входом и выходом пара при контролируемых расходах, условиях теплопередачи и термодинамических свойствах среды.

Изменение количества тепла пара в пароперегревателе определяется из уравнения:

где Ут - внутренний объем ПП; рп, ср, гп - осредненные значения плотности, теплоемкости и температуры среды в ПП;

Слагаемые последнего уравнения имеют разные знаки, так как для котлов с естественной циркуляцией при докритических значениях давлений пара с увеличением температуры плотность и теплоемкость пара уменьшаются и достаточно интенсивно. Изменение подводимого к ПП тепла вызывает резкое изменение температуры пара, что можно видеть на рис. 1.

одной трубы ПП (г^-^-) является многофакторной величиной, завися-

Аналогичная ситуация наблюдается и в водяном экономайзере, однако здесь изменениями комплекса (р,св) можно пренебречь: 6(рв$,)=0. Поэтому при изменении потока тепла к водяному экономайзеру колебание температуры воды в нем не столь интенсивно, как в ПП.

В работе проанализирован процесс распространения теплового потока в металле стенок барабана и трубы при колебаниях температуры среды вблизи поверхности. Относительное изменение температуры в любой точке координаты х (ось перпендикулярная к поверхности стенки и направленная внутрь металла) может быть рассчитано по уравнению

0=еМ 1д Л1ят* "ёт^н2ят* ~ШХ\

где

4,Л

а+т

а(Лсй})2 -

а4 +(Лса)2

Вг=-

с?+{Лссо)г

где ¡и{х, т) - температура металла в точке и в определенный период времени; р - период колебаний; а, Я, с - температуропроводность, коэффициент теплопроводности и объемная теплоемкость металла; а - коэффициент теплоотдачи от пароводяной среды к внутренней стенке; г0 -осредненная базовая температура; А - амплитуда колебаний.

На рис. 3 приведены расчетные колебания температур в различных точках координаты х и в определенный период времени. Анализ показывает, что циклические колебания температур, возникающие на внутренней поверхности барабана или трубы, при распространении в глубину металла затухают и смещаются по фазе, что приводит к появлению разности температур по толщине металла. Чем ближе к поверхности, омываемой теплоносителем, провоцирующим эти колебания, тем больше разность между амплитудами колебаний температуры, так на расстоянии в 1 мм от поверхности разность температур на этом участке может достигать 4-10°С. Как показывают расчеты, наибольшие термические напряжения в барабане возникают при неконтролируемых колебаниях температур, так как при всех иных разностях температур по периметру барабана &.1М не превышает 1 -1,2°С на 1 мм. Поэтому цикличе

2.00

150

100\

лгтМ! ЦТ

а) -^ЧУ/ ПЩУГ 1 1

ю

73 1д 25- т^нин

г&о

Ш

120

А. _

6) V/-

15 30 45 60

МИН

Рис. 2. Изменение температуры среды на внутренней поверхности барабана у опускной трубы при растопке (а) и останове (б) котла.

1.0 е 0,8

0,6

0.4

0.2

О

-о.г

/ / \\ ¿с

г / / / / 0,0 мм.

/ / / / \\ 5мм. /

/ / / / 1 / У ч 10м, X / V,

1* /, / 15мм.

О 75

о

Рис. 3. Относительные колебания температуры металла (®) в зависимости от времени г. и расстояния х от свободной поверхности (период колебаний 30 с).

ские изменения температур представляют особую опасность.

В пятой главе представлено описание системы диагностики оборудования тепловой электростанции.

Качественный ремонт энергооборудования ТЭС при максимальной экономии ресурсов возможен только при эффективной технической диагностике оборудования, и особенно поверхностей нагрева котла. Диагностика должна быть двух видов: долгосрочная и оперативная. Долгосрочная диагностика определяет перечень мероприятий и дефектов, подлежащих устранению в период плановых ремонтов оборудования, и показывает ресурс его работы. Это стратегическая диагностика. Оперативная (тактическая) диагностика должна предупреждать о надвигающейся аварийной ситуации в период эксплуатации оборудования. Основными факторами диагностики поверхностей нагрева котла являются: состояние металла; его механические характеристики (исходные и изменяющиеся в процессе эксплуатации); температурный режим поверхностей нагрева в условиях маневрирования нагрузки, пусков и остановов; водно-химический режим пароводяной среды внутри труб.

В работе разработана система отраслевой диагностики энергопроизводства, охватывающая три уровня: I - энергопредприятия (электростанции, электросети); II - энергосистемы; III - централизованные управления.

На I и II уровнях должны осваиваться измерительные методы контроля состояния металла оборудования и толщин стенок труб обеспеченные компьютерными программами: магнитный, вибрационный, ультразвуковой и др. Учитывая особенности электропроизводства техническая диагностика должна проводиться на работающем оборудовании. Она требует разнообразия методов и средств определения надежности оборудования, разветвленной сети сбора и обработки информации. Сравнительный анализ диагностики удобно проводить на нескольких подобных ТЭС. В работе описаны конкретные входные и выходные характеристики, по которым следует оценивать надежность оборудования ТЭС. Они разбиты на три основные группы: исходные; эксплуатационные и ремонгно-монтажные.

Диагностика I и II уровней должна обеспечивать повышение надежности работы ТЭС за счет оптимального планирования ремонтов; обоснованности организационно-технических мероприятий, проводимых на оборудовании, оптимального планирования диагностики, ба-

лансирования производства электрической и тепловой энергии, повышения уровня эксплуатации и других мероприятий.

Информация от систем I и II уровней поступает в отраслевую систему диагностики III уровня, где происходит обобщение опыта и выдача методических рекомендаций. Диагностика всех уровней должна использовать ЭВМ и создавать архив.

Количество труб, заменяемых в период ремонтов, определяется по минимально допустимой толщине стенки трубы Srp с учетом фактических характеристик: температуры / и толщины S'ф стенки; давления в

трубе р; утонения стенки труб за счет коррозионных и эрозионных процессов ASm (рис. 4). Фактическая толщина стенки может быть определена по физическому замеру в период ремонта или рассчитана.

Минимально допустимая толщина стенки трубы рассчитывается по формуле

= + V^ тк,

где Уяр - максимально допустимая скорость износа стенки трубы на период г2; тк - межремонтный период; Sor - минимальная расчетная толщина стенки трубы на период наработки т2 до следующего ремонта (рис. 4). Величина S„ определяется с учетом допустимого напряжения стали в зависимости от рабочих температур и условий длительной прочности, учитывающих цикличность нагрузки и ползучесть материала. Износ со скоростью к моменту наработки т2 приводит к полному исчерпанию ресурса грубы ДSmp (ASm/ = Vnp г2) и необходимости ее

замены. Условие надежности труб на межремонтный период определяется соотношением > Snp. Величина рассчитывается до останова

котла с целью ремонта на любой период наработки, для которого известны температура стенки, давление и количество циклов колебаний температур и давлений.

На рис. 4 показан процесс графического определения минимально допустимой толщины стенки труб в капитальные ремонты КР\ и КР„ (последовательность 1,2..., л в индексах относится к номеру капитального ремонта).

Методика основывается на учете фактических эксплуатационных условий в расчетных моделях, принятых в Котлонадзоре, что гарантирует точность диагностики. Система отраслевой диагностики на I и II уровнях была успешно применена в АО "Донбассэнерго" (Украина), ОАО "Ростовэнерго" (Россия) и показала свою эффективность.

Рис. 4. Графический метод расчета минимально-допустимой толщины стенки труб.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Конструктивные особенности, выработка ресурса и сложные условия эксплуатации теплоэнергетического оборудования потребовали новых нетрадиционных подходов к оценке надежности работы элементов энергоблоков ТЭС. Статистика отказов элементов оборудования ТЭС показала, что наиболее часто повреждается котел (до 87,8% отказов от общего числа) и особенно поверхности нагрева котла (до 67-70%).

2. Разработана и экспериментально опробована оригинальная система измерений температур металла поверхностей нагрева и барабана в обогреваемой и необогреваемой зонах, с помощью которой повышена точность измерений и эксплуатационная надежность поверхностей нагрева котла особенно в переходных режимах.

3. Экспериментальные и теоретические исследования показали, что металл пароперегревателей наиболее чувствителен к нестационарным процессам, когда при скорости повышения давления более 0,1 МПа/мин наблюдаются недопустимые изменения температур. Доказано, что контролировать надежность пароперегревателей можно измеряя:

- температуру металла в определенных точках обогреваемых зон;

- скорость изменения температур как металла, так и теплоносителя;

- разность температур металла в обогреваемой и необогреваемой

зонах;

- разность температур теплоносителей.

4. В процессе исследования выявлено, чго в элементах поверхностей нагрева и барабана имеют место низкочастотные и высокочастотные колебания температур, значительно снижающие надежность металла. При этом если низкочастотные колебания температур поддаются регулируемому контролю, то высокочастотные (с амплитудой до 40+100°С и периодом от 10 с до 15 мин) являются неуправляемыми и независимыми от условий эксплуатации.

5. Показано, что относительное изменение температуры в любой точке координаты х может быть определено по уравнению:

® = еХр[-^Х\***{2я* "+ ^~М*)

которое позволяет рассчитывать распространение температурных колебаний по толщине металла в толстостенных элементах оборудования ТЭС с учетом его тепловой инерционности, вызывающей затухание амплитуды и сдвиг по фазе этих колебаний.

6. Разработаны и внедрены системы обогревай охлаждения барабанов в пуско-остановочных режимах, обеспечивающие увеличение скорости прогрева и остывания толстостенного оборудования и, как следствие, уменьшение времени нестационарных процессов. Общий экономический эффект от внедрения предложения составляет, например, для котлов ТП-230, 10 т.у.т. на один пуско-остановочный цикл.

7. В диссертационной работе разработана оперативная и долгосрочная система технической диагностики трех уровней:

- первый проводится на действующих электростанциях, где обрабатываются измерения для оперативной (тактической) и долгосрочной (стратегической) диагностики;

- второй уровень организуется в региональных объединениях, где осуществляется долгосрочная (стратегическая) диагностика на основе анализа и сравнения информации, поступающей от подразделений первого уровня;

- третий уровень при центральном управлении проводит обобщение результатов работы ТЭС и энергосистем, создает информационное поле и правовые основы диагностики первого и второго уровней.

8. В работе показано, что техническая диагностика станционных трубопроводов и труб поверхностей нагрева котла может быть построена на точном определении ресурса работы материалов исходя из изменения толщины стенок в межремонтный период в зависимости от рабочих параметров и их периодических колебаний.

Введение технической диагностики второго уровня в энергосистеме ОАО "Ростовэнерго" привело к снижению количества аварийного останова оборудования за 6 лег более чем в 3 раза (с 400 в 1990 г. до 130 в 1996 г.).

Основные результаты диссертационной работы отражены в следующих публикациях:

1. Бугай Н.В., Федорченко Г.С., Лавров В.В. Параметры диагностики металла котлов и паропроводов //Энергетика и электрификация. -1985, -№1.-С. 10-12.

2. Федорченко Г.С. Организация управления ремонтными работами в Донбассэнерго //Пути повышения показателей и качества ремонта тепломеханического оборудования электростанций. -М.: СПО ОРГРЭС. -1975.-С. 19-22.

3. Кушнарев Ф.А., Федорченко Г.С. Российско - Американский семинар "Внедрение интегрированного планирования энергетических ресурсов в практику развития энергетики России" //Электромеханика. Изв. высш. учебн. зав-ний. -1993.- № 5.-С. 108-110.

4. Федорченко Г.С. Оптимизация режимов работы оборудования ТЭС с учетом влияния их на надежность и экологию //Тезисы докл. научн.-техн. конференции "Экологически чистая энергетика". Новочеркасск. -1994.-С. 55-56.

5. Максимов А.И., Мадоян A.A., Миронов A.C., Сябер H.A., Федорченко Г.С. Повышение надежности пароперегревателей котлов ТП-100//Укр. НИИНТИ, Киев. -1966. -39 с.

6. Мадоян A.A., Миронов A.C., Сябер H.A., Левицкий A.M., Федорченко Г.С. Повышение надежности работы барабанов котлов ТП-100 при пусках и остановах //Укр. НИИНТИ, Киев. -1968.-30с.

7. Мадоян A.A., Болдина О.М., Комисарчик И.Н., Федорченко Г.С. Особенности температурного режима котельного барабана при

растопках и остановках агрегата //Электрические станции. -1972. -№ 1,-С. 44-46.

8. Федорченко Г.С., Мадоян A.A., Ефимов H.H. О надежности работы пароперегревателей коихов с естественной циркуляцией //Теплоэнергетика. -1997. -№ 4 - С.54-58.

9. A.C. 1553738 Способ получения пиковых мощностей энергоблока /A.A. Мадоян, А.Ф. Дьяков, В.М. Харабаджи, С.Г. Трушин, Г.С. Федорченко и др.-1989.

10. Федорченко Г.С., Ефимов H.H. Техническая диагностика основного оборудования ТЭС /ЛОб. труды НГТУ. Новочеркасск. -1997. -С. 32-33.

11. Федорченко Г.С., Ефимов H.H. Некоторые вопросы диагностики состояния металла труб поверхностей нагрева котла /^Электрические станции. -1997. -№ 12. -С. 16-21.

12. Федорченко Г.С., Мкртчан В.А. Повышение надежности и долговечности толстостенных барабанов //Вестник МЭИ. -1995. 5. -С. 31-34.