автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Обоснование и разработка новых технологий восстановительного ремонта основных элементов котлотурбинного оборудования, обеспечение его надежности и увеличения рабочего ресурса

На правах рукописи

Рыков Владимир Антонович

Обоснование и разработка новых технологий восстановительного ремонта основных элементов котлотурбинного оборудования, обеспечение его надежности и увеличения рабочего ресурса.

Специальность 05.14.14. Тепловые электрические станции, их энергетические системы и агрегаты.

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук.

Москва, 2004

Работа выполнена в НПП «Прочность» по повышению надежности и долговечности энергооборудования электростанций, г. Пятигорск

Научный руководитель: Официальные оппоненты:

Доктор технических наук Канцедалов Виктор Григорьевич

Доктор технических наук Резинских Владимир Федорович

Кандидат технических наук Скоробогатых Владимир Николаевич

Ведущая организация;

ОАО «Ставропольэнерго»

Защита состоится ¿У 200 4 Г. В $ час. в ауд.

на заседании диссертационного совета Д212.157.07 при Московском энергетическом институте (техническом университете) по адресу: г. Москва, ул. Красноказарменная, д. 1 7.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке МЭИ (ТУ).

Отзыв на автореферат (в двух экземплярах, заверенные печатью учреждения) просим направлять по адресу: 111250, г. Москва, ул. Красноказарменная, дом 14, Ученый совет МЭИ (ТУ).

Автореферат разослан

2004г.

Ученый секретарь диссертационного Совета кт.н., профессор

Лавыгин В.М.

гоог-ч

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. В ближайшие годы в результате физического износа энергооборудования может быть выведено из эксплуатации более 60% установленных генерирующих мощностей. Это обстоятельство объясняется, прежде всего, длительным (сверхпроектного) сроком его эксплуатации, не стационарностью режимов работы, несвоевременным проведение целевых профилактических и капитальных ремонтов с заменой изношенных узлов и деталей, а также отсутствием на ТЭС систем оперативной предупредительной диагностики металла.

К 2005 году около 80% энергоустановок исчерпает свой проектный ресурс. Поэтому, проблема увеличения рабочего ресурса, сохранение показателей надежности и безопасности энергооборудования на стабильном уровне представляется сегодня чрезвычайно актуальной.

В данной диссертационной работе эта проблема решается за счет реализации триединой задачи, связанной с оптимизацией показателей ремонтных кампаний на ТЭС, разработкой новых технологий восстановительного ремонта, а также с разработкой новых технологий восстановительной термообработки наиболее металлоемких узлов и деталей энергооборудования ТЭС, с разработкой и использованием оперативных диагностических систем.

Цель работы. Целью настоящей работы является обоснование и разработка новых технологий восстановительного ремонта основных элементов котлотурбинного оборудования, обеспечение его надежности и увеличение рабочего ресурса.

Основные задачи исследования. Исходя из изложенного, поставлены следующие задачи исследования:

1. Исследовать влияние условий эксплуатации на надежность работы основных элементов котлоагрегатов, вырабатывающий физический ресурс.

2. Исследовать математические модели и подсистемы, характеризующие физические причины отказов и восстановления работоспособности основных элементов котлотурбинного оборудования.

3. Разработать технические решения по оптимизации качественных и количественных показателей ремонтных кампаний на ТЭС.

4. Разработать новые эффективные технологии по ремонту и восстановлению физически изношенного оборудования ТЭС.

5. Провести экспериментальную апробацию новых технологий регенерации металла основного оборудования ТЭС.

6. Разработать аппаратуру для оперативной диагностики барабанов котлов и литых корпусных деталей турбин, прошедших ВТО.

7. Разработать комплексные технические решения по восстановлению живучести физически изношенного энергооборудования ТЭС на период 50-70 тыс.час.

Научная новизна и значимость работ ы заключается в следующем:

1. В разработке методики по определению влияния случайных эксплуатационных условий на надежность работы котлотурбинного оборудования.

2. В разработке методики по оптимизации временных, качественных и количественных показателей капитальных и текущих ремонтов основного оборудования ТЭС.

3. В разработке оригинальных технических решений по ремонту изношенных узлов и деталей котлотурбинного оборудования ТЭС.

4. В разработке новых технологий по восстановлению физико-механических свойств металла энергооборудования, вырабатывающего парковый ресурс.

5. В разработке конструкции целевых рядов нагревательных модулей применительно к паропроводам, поверхностям нагрева и литым корпусным деталям турбин, крупной запорной арматуре.

6. Впервые полученных результатах КОМПЛ " " термообработки

металлоемких конструктивных элемент) демонтажа.

ювания без его

7. В конструкции средств дистанционной оперативной диагностики основных элементов котлотурбинного оборудования и в новой методологии их использования.

8. В новых технологических решениях, способствующих продлению срока службы основных элементов энергооборудования на 15-20 лет.

Достоверность и обоснованность научных положений, выводов и практических рекомендаций подтверждаются хорошей сходимостью результатов исследований, проведенных как на нагурных крупномасштабных стендовых установках НПП «Прочность», так и энергооборудовании Невинномысской и Ставропольской ГРЭС с энергоблоками 160-300 МВт.

Практическое значение выполненной диссертационной работы.

1. Разработанная методика по определению влияния случайных эксплуатационных факторов на надежность работы котлотурбинного оборудования позволяет из общей гаммы режимных факторов выделять и учитывать работу «спонтанных» ситуаций, раскрытие механизма которых позволяет упреждать их негативное воздействие на надежность работы энергоблока.

2. Разработанные оригинальные технические решения по ремонту изношенных узлов и деталей котлотурбинного оборудования позволяют существенно повысить качество ремонтных работ, например при ремонте корпусов турбин, за счет непрерывного контроля качества сварки в период ее реализации с использованием авторского варианта волоконно-оптической системы оперативного слежения.

3. Разработанные новые технологии и целевой ряд нагревательных модулей применительно к паропроводам, поверхностям нагрева и литым корпусным деталям турбин, крупной запорной арматуре позволяют осуществлять регенерацию физико-механических свойств металла за счег использования новых технологий восстановительной термообработки металлоемких конструкций без их демонтажа, что позволяет получить дополнительный рабочий ресурс, равный 50-70 тыс.час.

4. Разработанные средства дистанционной оперативной диагностики энергооборудования ТЭС позволяют получать оперативную информацию о степени износа конструктивных элементов котлов и турбин не прибегая к их останову, т.е. в период их работы, что очень важно для энергооборудования, эксплуатируемого на стадии предразрушения.

Личный вклад автора выражается в непосредственном руководстве и конкретном участии в постановке и проведении основных исследований, в создании крупномасштабных нат)рны\ стендовых установок, разработке целевого ряда нагревательных модулей и средств оперативной диагностики энергооборудования и их апробации в натурных условиях ТЭС.

Автором получены обобщающие эмпирические зависимости, даны основные методические и конструктивные решения. Диссертантом выполнены основные экспериментальные работы по установлению влияния восстановительной термообработки на стабилизацию физико-механических свойств металла физически изношенного энергооборудования.

Автор защищает.

1. Методику по определению влияния случайных эксплуатационных условий на надежность работы основного котлотурбинного оборудования ТЭС.

2. Методику по оптимизации времени и объема капитальных ремонтов энергооборудования по его техническому состоянию на заданный период его работы.

3. Новые технические решения по ремонту изношенных узлов и деталей котлотурбинного оборудования с использованием авторских технологических приемов.

4. Целевой ряд нагревательных модулей для проведения восстановительной термообработки металлоемких конструктивных элементов котлотурбинного оборудования без его демонтажа.

5. Результаты, полученные при проведении восстановительной термообработки конструктивных элементов котлов и турбин с использованием авторской технологии ВТО.

6. Комплексные технические решения по продлению срока службы физически

изношенного оборудования ТЭС, позволившие получать дополнительный рабочий

ресурс, равный 50-70% от расчетного.

Публикации по работе.

По результатам выполненных работ, рассматриваемых в диссертации, автором опубликовано десять научных трудов. Основные положения диссертации изложены в научных публикациях, список которых приведен в конце автореферата.

Апробация работы.

Положения, изложенные в настоящей диссертации представлялись и обсуждались на научно-техническом совете ОАО «Ставропольэнерго», на заседании ученого Совета Академии информационных технологий, а также на заседании региональной экспертно-технической комиссии по надежности и ресурсу энергооборудования ТЭС Юга России.

Ниже изложена сущность и основные результаты, выполненных автором исследований.

Основное содержание исследований.

Во введении представлены материалы по актуальности выбранной темы диссертационной работы. Сформулирован ряд важных соображений, которые надо учитывать как при проведении диагностических операций, так и при планировании и проведении капитальных, текущих и средних ремонтов.

В первой главе представлена информация аналитических исследований по установлению влияния условий эксплуатации на надежность работы котлотурбинного оборудования. Установлены закономерности по влиянию случайных событий на надежность работы котельных агрегатов. Сформулированы и обобщены структурные функции надежности работы энергооборудования, эксплуатируемого на стадии выработки физического ресурса. Определена вероятность выходного потока информации, а также надежность информационных блоков с учетом неинформационных блоков местного регулирования. Разработана модель надежности котельного агрегата в трех наиболее характерных режимах эксплуатации. Получены и обобщены результаты аналитических и экспериментальных исследований по установлению (по уточнению) влияния факторов режимного характера на надежность работы барабанов котлов. Так, эксплуатация котлов в условиях многократных резких изменений температуры во многих случаях приводит к возникновению специфических повреждений, обусловленных термической и малоцикловой усталостью металла, что в конечной счете определяет надежность работы энергооборудования. Рассмотрена повреждаемость барабанов котлов в.д. и методы оценки их долговечности.

В качестве расчетных характеристик прочности металла барабанов используются (То 2

и (,ТЬ при нормальной и рабочей температуре.

Для барабанов котлов, изготовленных из стали 16ГНМА 95% всех полуообечаек имеют значения Сь =510-690 МПа. При рабочей температуре (350°С) Оь =485-640 МПа, Оь =562

МПа. ПоОСТ 108.030.118-78 Оь при 20° 10 МПа; СТЬ при 350° >480 МПа.

Полоса

_20

95% вероятности

с£ 2=359 МПа. ПО ОСТ Сод=330-620 МПа, оЦ2 =260 МПа, —^ =0,7-0,8

зависит от

соотношения структурных составляющих феррита в бейнита. Чем больше бейнита, тем выше Следовательно, повышается чувствительность стали к концентраторам

напряжений, к хрупкому разрушению. Установлено, что при Од ^ / 0[, = 0,73 - структура ферритто-бейнйтная; при Од 2 I - структура бейнитная.

Критическая температура хрупкости, при которой доля вязкого излома сосгавляет 50%,

металла с Og j ! ' равным 0,73 и 0,86 одинакова и составляет 10-20°С.

Для изучения изменения свойств стали 16ГНМА в процессе длительной эксплуатации образцы подвергали старению при температуре 450°С в течение 6 тыс ч , что по зависимости Ларсона-Мшпера эквивалентно 105 ч при температуре 350°С.

Параметр Ларсона - Миллера: P=T1(C + lgT1) = T2(C + lgT2) = const

В процессе исследования установлено, что металл в процессе длительной эксплуатации практически не схрупчивается Критическая температ>ра хрупкости после старения не превышает 25°С.

Металл обечаек с ферритобейнитной структурой в процессе старения упрочняется, а.

показатель CTq 2 возрастает на 80 МПа.

Проводились испытания на термическую усталость образцов воздействием механических (изгибных) напряжений (270 МПа) и термических напряжений, создаваемых путем резкого охлаждения водой поверхности образца при его плавном нагреве до 35О°С. Часть образцов в процессе испытания помещалась в воду для имитации стояночной коррозии.

В качестве параметра определения термической усталости принималось число циклов до появления трещины длиной 0,5 мм

Влияние структуры на сопротивление термической усталости.

j Структура М циклов (ба коррозии) М циклов (с коррозией)

1 Ферриюбейнитная 2700 2230

1 Бсйиигная 5260 2010

Металл с бейшшюй структурой имеет значение =530-540 МПа Свойства стали

16ГНМА с ферритобейнитной структурой более стабильны при воздействии коррозионной среды, чем металл с бейнитной структурой. Опыт показывает, что в эксплуатации находится 95% барабанов с ферритобейнитной структурой и 5% с бейнитной.

На мношх электростанциях при осмотрах барабанов котлов вд обнаружены многочисленные трещины в зоне отверстий водоопускаемых и пароотводящих труб. Трещины выявлены после различных сроков эксплуатации как в барабанах, изготовленных из стали 22К, так и из стали 16ГНМ Трещины располагались как на участках внутренней поверхности барабана котла, так и внутри отверстия на его поверхности. По внешнему виду пораженных дефектами зон можно выделить два типа повреждений

- трещины, развивающиеся от кромки отверстия в радиальном направлении равномерно по всему периметру отверстия (барабаны из стали 22К),

- трещины, распространяющиеся от кромки отверстия вдоль оси барабана, ориентированы как по поверхности отверстия, так и по внутренней поверхности барабана (барабаны как из стали 161ГНМ, так и стали 22К).

В процессе эксплуатации, для обеспечения надежной работы барабанов, осуществляется их контроль на наличие дефектов Анализируется информация о скорости роста трещин в барабане в реальных условиях эксплуатации (напряженно-деформированное состояние + коррозионное воздействие среды).

Наблюдения за развитием трещин у отверстий водоспускных труб в реальных условиях эксплуатации барабанов выполнялись на барабане из стали 16ГНМ и барабанах из стали 22К. Барабан из стали 16ГНМ 0 барабана 1800мм, 5ст=92мм, (1<гг,=135мм, Р=155 атм (15,5 МПа). Барабан из стали 22К - 0 барабана 1300мм, 5ст=80мм, (1от»=105мм,

Барабан из стали 16ГНМ - Т = 17 тыс ч (39 пусков)

Барабан из стали 22К - Т = 18,9 тыс.ч. (131 пуск) и Т = 9,9 тыс ч, (77 пусков)

Скорость развития трещин устанавливалась путем фиксации их длины и глубины. Длина определялась на макрошлифе, а глубина непосредственно на барабане котла токовихревым дефектоскопом (ИГТ) с точностью ±20% Результаты контроля (4 проверки)

показали, что в барабане из стали 16ГНМ глубина значительной части оставленных в эксплуатации трещин в отверстиях водоопускных труб увеличивалась. Глубина большинства трещин около отверстий не увеличилась, Это показывает на различие условий, в которых находятся участки по разные стороны кромки трубных отверстий.

Такое различие существенное т.к. оно проявляется вопреки наличию на поверхности обечаек из ст. 16ГНМ технологических дефектов (надрывов), являющихся очагами развития трещин.

Увеличение числа пусков (К) практически не отразилось на их средней глубине, вновь появившихся трещин и характере развития оставленных ранее трещин, а проявилось в резком ' увеличении числа новых трещин и доли поврежденных отверстий.

Развитие трещин в барабанах котлов из стали 22К происходило менее интенсивно, чем из стали 16ГНМ: трещин около отверстий не обнаружено, глубина трещин в отверстиях меньше в 2-3 раза. Полученные результаты наблюдений показывают, что трещины наиболее интенсивно развиваются в глубину в первый период после зарождения. Со временем темп их роста существенно замедляется. В первый период наблюдается более интенсивный рост трещин в глубину, чем в длину, а после достижения некоторой глубины, происходит тенденция к опережающему росту длины. Огмеченные особенности роста трещин свидетельствуют о решающей роли коррозионных факторов в их проявлении.

Коррозия наблюдается в местах повреждений магнитной пленки, преимущественно в зонах наибольших рабочих напряжений. Особо высокие температурные напряжения возникают при заполнении неостывшего барабана водой после кратковременных остановов для устранения повреждений труб поверхностей нагрева.

Согласно уравнению Эване эмпирическая зависимость глубины локальных коррозионных повреждений от времени эксплуатации имеет вид:

где: А и В - постоянные системы металлической среды; Т - время;

Вместо Т можно вводить число пусков К, тогда

Для барабанов из стали 16ГНМ: А = 0,525 мм/пуск;

В = 0,1 мм/пуск;

Для барабанов из стали 22К: А = 0,341 мм/пуск;

В = 0,0117 мм/пуск.

Поэтому, на первых стадиях роста трешин, частые их удаления нецелесообразны.

С увеличением числа пусков на развитие трещин существенное влияние может оказывать малоцикловая усталость, при которой скорость роста трещин возрастает с увеличением их глубины.

Доя расчета можно использовать формулу Пэриса;

где: Ь - глубина трещины; п - число циклов нагружения; К - размах коэффициента

интенсивности напряжений за цикл изменения нагрузки; Сит- постоянные для

данной системы металл-среда.

Я-Ь-^ (4)

Для стали 16ГНМА: С = 2,24 • 10"7; ГП = 2,29;

Для стали 22К: С = 4,78 • 10"8; ГП = 2,60.

Начальная глубина трещины принята равной 0,5 мм.

Если принять предельную величину глубины трещины для стали 16ГНМ - 5 мм,

<х для аали 22К - 3,5 мм, то предельное число циклов для стали16ГНМ - составит 270 циклов, а стали 22К - 700 циклов, стать 16ГНМА (зст = 115 мм) - 630 циклов.

Расчет величины (критического) трещины произведен по методике ЦНИИТМаш и Урал-техэнерго по формуле.

|Де: К| - номинальный коэффициент интенсивности напряжений = К)С для стали 22К при

1 = 288°С и Р=80 МПа; 1 - глубина трещины; О - приложенное растягивающее напряжение; Ф - полный эллиптический интервал второго рода, зависящий от отношения глубины трещины 1 к ее длине 2с.

где: Q - параметр трещины = Ф2 - 0.212 ((Г/СТоЛ при а = 110МГ1а и1/2с = 0,1.

Величина скорости роста трещин в барабане (max) по расчетным и экспериментальным данным Vlp = 1,6 10 ®м/цикл. где за цикл изменения напряжения принимается колебание напряжения на поверхности = 50 МПа от среднего уровня.

При расчетах скорости развития трещин в барабанах котлов учтен уровень напряжений, возникших в мостиках при различных скоростях прогрева барабана и его эксплуатации после различных сроков останова на период суточных проводов нагрузки.

Выполнены исследования по повреждаемости сварных швов барабанов котлов.

Установлено, что в большинстве своем повреждаемость сварных швов связана с образованием и развитием дефектов типа трещин.

Дпя оценочных расчетов можно принять (для сварных соединений из стали 22К и 16ГНМ) значение KJQ = 200 кгс/мм2. Рост глубины поверхностных трещин в основных сварных швах барабана, прежде всего, связан с увеличением числа циклов и может быть рассчитан по формуле:

где: Ь0 Ьл - глубина трещины перед приложением нагрузки (начальная) после наработки

N циклов; М - параметр, характеризующий геометрию элемента и форму дефекта; О

- приложенное растягивающее напряжение.

Во второй главе представлены исследования математических моделей и подсистем, необходимых для установления физических причин повреждаемости энергооборудования. Разработана кинетическая модель банка данных энергооборудования, позволяющая осуществлять накопление информации об отказах и о физической картине накопления повреждений, а также о первичной причине отказов, по восстановлению и регулированию оборудования и т.п.

Результаты исследования физической модели надежности котельного агрегата позволяют оптимизировать системы управления его ремонтом и системы управления надежностью энергооборудования.

Управление надежностью котельного агрегата осуществляется с помощью восьми технологических операций, которые производят после того или иного отказа. При этом

рассматривается восемь операций, а именно: 1. Регулировка горелок, 2. Замена топлива, 3. Очистка труб, 4.Промывка труб, 5. Восстановление обмуровки, 6. Изменение режимов эксплуатации, 7. Конструктивные доработки, 8. Замена труб. Они выполняются с разной частотой, в зависимости от распределения потоков отказов. Сумма значений вероятностей первых семи операций равна единице. Вероятность выполнения операции замены труб также равна единице. Последнее справедливо, если после каждой из семи операций следует восьмая операция замены труб.

При составлении графа надежности необходимо учитывать, что восемь операций позволяют полностью восстановить работоспособность котельного агрегата. ,

Граф надежности котельного агрегата с системой управления технологическими процессами ремонта строится при следующих допущениях. С каждой технологической ]-ой операцией связываются события частных нормальных условий эксплуатации состоящее в

том. что котельный агрегат может функционировать без соответствующей ^ой технологической операции. Далее положим, что восстановление работоспособности может быть достигнуто с помощью восьмой операций - операции замены труб или одной из первых семи операций, способствующих восстановлению системы. Тогда случайное событие

Граф надежности котельного агрегата принимает вид

Рис. 1. Граф надежности котельного агрегата с системой управления технологическими операциями ремонта

Здесь - случайное событие работоспособности котельного агрегата,

События определяют работоспособность первых семи

технологических операций, а событие Е|М| - работоспособность операции замены труб.

Приведенный граф надежности котельного агрегата (рис.1) целесообразно представить эквивалентным, выделив операцию замены труб.

Рис. 2. Эквивалентный граф Опуская промежуточные преобразования, находим вероятность отказа

Величина Р[Е„ / £1] определяет вероятность функционирования котельного агрегата при идеальной системе восстановления. Поэтому ее значение равно единице. Вероятность

(9)

Вероятность есть вероятность события работоспособности котельного агрегата

без учета системы ремонта.

где:

и

суммарное время работы; - время ремонта (время неработоспособного

состояния котельного агрегата).

Нетрудно увидеть, что в данном частном случае вероятноР(£2) удет равна вероятности появления выходного потока информации котельного агрегата при достоверном потоке входной информации. Иначе вероятность равна вероятности Р(б(5))

определенной выражением при условии Р(0(,)) — 1 ■ Аналогично (10) вероятность:

(П)

Ф>

_<1

где:

^ре«) - время ремонта связанного с j -ой технологической операцией ^ = 1,7).

В третьей главе представлена информация по разработке технических решений, связанных с оптимизацией качественных и количественных показателей ремонтных кампаний на ТЭС.

В настоящее время ремонтные кампании на ТЭС проводятся в плановом порядке и, прежде всего, зависят не от фактического состояния энергооборудования, а в основном от сложившейся в практике временного межремонтного цикла. Имеются и другие объективные и объективные показатели на его проведение, такие как общий запредельный срок эксплуатации, моральная изношенность энергооборудования и т.п.

Однако, несмотря на всю серьезность проблемы по обеспечению надежности, безопасности и долговечности энергооборудования стареющих ТЭС методы планового проведения ремонтных кампаний убыточны, а проблема, в целом, нуждается во внедрении более эффективных научных подходов к ее решению.

В указанном комплексе проблем по оценке качественных и количественных показателей ремонтных кампаний одной из главных является отсутствие директивных достоверных методов и средств оперативной диагностики тепломеханического оборудования ТЭС и методов оперативной оценки его остаточного ресурса.

Существует и ряд других проблем, решение которых будет освещено в данной главе.

Крупные капитальные затраты в электроэнергетике создают основу для обеспечения длительного срока службы энергообъектов за счет и интенсивного, оптимального технического обслуживания и своевременного проведения капитальных ремонтов.

Прежде чем старые энергоблоки заменят новыми, необходимо провести оценку экономической эффективности для определения оптимальных сроков строительства новых мощностей. При этом анализируются возможности продления срока службы действующего энергооборудования с технической и экономической точек зрения.

Все принимаемые решения, связанные с указанными выше вопросами должны основываться на объективном и тщательном анализе реального положения дел на ГРЭС. Для нот необходима информация об остаточном сроке службы энергоблока в целом, а также затраты на капитальные и текущие ремонты и техническое обслуживание с учетом внутренних

и внешних требований (Например, требований по защите окружающей среды).

Для определения ожидаемого остаточного срока службы энергоблока и мер, которые могли бы его продлить, очень важно принять во внимание остаточный срок службы всех узлов и деталей тепломеханического оборудования, эксплуатируемого в условиях воздействия перегретого пара.

Для энергооборудования устаревших ТЭС, эксплуатируемых на стадии выработки физического ресурса необходимо учитывать и множество дополнительных составляющих в той или иной мере влияющих на остаточный ресурс.

Одной из основных дополнительных составляющих является установленный факт, изменяющегося классического варианта механизма повреждаемости.

В диссертации подробно освещены данные вопросы, в которых показано, что во многих случаях уже преобладает спонтанность над строгой закономерностью. Все чаще наблюдаются, так называемые пороговые эффекты при которых существенно изменяется временной интервал реализации прироста мелкого дефекта до величины, превышающей предельно допустимый размер.

Этот основополагающий факт ставит под сомнение эффективность всей существующей системы технической диагностики на ТЭС. Сложившаяся ситуация уже сегодня, не в состоянии обеспечить необходимый уровень надежности и безопасности работы энергооборудования. Указанная информация, прежде всего, касается периодичности проведения капитальных и профилактических ремонтов и их объема.

В данных конкретных случаях, где уже зафиксированы случаи спонтанной повреждаемости энергооборудования положение можно исправить в лучшую сторону только при условии внедрения высокотемпературной диагностической аппаратуры непрерывного действия с разветвленной системой первичных разнообразных датчиков. Указанная аппаратура должна монтироваться в наиболее термонапряженных и повреждаемых зонах. Информационный банк данных от следящих систем по заданным параметрам должен поступать на ПЭВМ для оперативного анализа и принятия промежуточных .или конечных решений.

При таком варианте планирования сроков и объемов капитальных ремонтов роль непрерывного анализа остаточного ресурса энергооборудования является главенствующей.

Кроме этого, для того чтобы оптимизировать срок службы энергооборудования до след) ющего капитального ремонта, необходимо учитывать и другие параметры, влияющие на меру исчерпания рабочего ресурса.

В данном случае для решения данной проблемы предусмотрено выполнение нескольких взаимосвязанных технологических операций в том числе:

1. Комплексный контроль за сроком службы энергооборудования в процессе его работы.

2. Анализ достоверности результатов расчета остаточного срока службы энергооборудования.

3. Качественный и количественный анализ и оптимизация исследуемого объема при контроле металла в период капитального ремонта.

Кроме этого, необходимо учитывать и экономические соображения.

При определении объемов капитальных ремонтов рассматриваются все возможные варианты решения проблемы, которые оформляются в виде четко определенной альтернативы.

Рассматривая различные варианты необходимо ответить на вопрос: определен ли к настоящему времени момент, например, замены детали или же в данном случае можно ограничиться ее ремонтом. Решение проблемы сводиться не только к ответу как, т.е. к выбору технического варианта, но и к ответу когда, т.е. к выбору экономически оптимального срока осуществления этой меры.

Проведение технических и экономических мероприятий в рамках формируемого объема капитальных ремонтов не должно сопровождаться снижением показателей надежности. Снижение экономических показателей вполне вероятно при достижении общей стратегической цели, т.е. эксплуатации энергооборудования до момента пуска новых

генерирующих мощностей.

При определении объема капитальных ремонтов, прежде всего, определялось техническое состояние узлов и деталей, которые являются менее надежными в общей цепи технологического цикла.

Также определялась объективная величина ремонтного фонда (в целом) по электростанции на текущий год.

Существующая сегодня практика на электростанциях - это максимально возможное получение ремонтного фонда, а финансовые интересы энергосистем - равномерное распределение ремонтного фонда между предприятиями. Экономия ремонтного фонда идет на модернизацию энергооборудования и т.п.

Острота проблемы определяется высокой долей ремонтного фонда в себестоимости энергии. На большинстве предприятий этот показатель составляет от 30 до 60% себестоимости 1 кпт'час

С учетом нынешних экономических условий подход к определению величины ремонтного фонда должен удовлетворять ряду требований:

1. Оценка ремон гного фонда должна вестись по укрупненным показаюлям.

2. Обеспечение объективности.

3. Обеспечение минимума требуемой плановой информации.

4. Обеспечение максимума информации о техническом состоянии энергооборудования за последний год и последний капитальный ремонт.

Методика определения ремонтного фонда включает в себя следующие показатели:

1. Стоимость основных производственных фондов, (руб.).

2. Обьем отпуска электроэнергии (кВ/час)..

3. Остаточная стоимость основных производственных фондов (руб.).

4. Показатели интенсивности использования энергооборудования при выработке электро и тепловой энергии (Эи и QH).

5. Возраст энергооборудования (1).

6. Доля оборудования в ремонтном фонде предприятия (8о).

7. Доля оборудования в основных фондах предприятия (8Н).

8. Экспертная оценка качества предыдущего капитального ремонта (Кк).

9. Определение доли ненадежных узлов и деталей по результатам анализа (Кк).

10. Оснащенность современными средствами диагностики энергооборудования.

11. Фактическая эффективность ремонтного фонда, определяющая отношением: прибыль предприятия / ремонтная доля (е).

12. Эффективность по коэффициенту готовности (еч).

13. Соотношение амортизационных отчислений - А и ремонтного фонда

А-РФ

РФ

(12)

Комплексные показатели объемов капитальных ремонтов рассчитываются следующим образом:

Определяется число ремонтируемых единиц основного оборудования (котлы, турбина,

генераторы, трансформаторы) - и вспомогательного оборудования (топливоподача,

хт

химводоочистка) - 1М8СП отдельно по капитальному, среднему и текущему ремонтам. Для капремонта в комплексный показатель входит 40-50 детализированных показателей.

1 кал

I кап кал

нтр

(13)

где:

лтР

П

нтр

число единиц основного оборудования 1-го вида, капитально

отремонтируемого соответственно по типовому и нетиповому видам ремонта;

8,.

соотношение стоимости капитального отремонтируемого 1-го оборудования нетииового

к типовому ремонту; - соотношения стоимостей капитального ремонта

различных 1-х элементов основного оборудования данного предприятия.

В качестве примера расчета N"3" выбрана Невинномысская ГРЭС.

В диссертации приведены результаты расчета.

В третьей главе также выполнена разработка технических решений по ремонту изношенных узлов и деталей котлотурбинного оборудования ТЭС.

Анализ состояния энергетики России и стран СНГ показывает, что большая часть оборудования электростанций нуждается в комплексном ремонте и серьезных мероприятиях по продлению срока службы. Это объясняется исчерпанием проектного срока службы и в связи с недостаточным обновлением электростанций за последние 10 лет. Собственные заводы-изготовители и стран СНГ не имеют достаточного опыта и не располагают мощнос1ями для широкого сервисного обслуживания оборудования электростанций. Причиной этого является исключительная ориентация, в прошлом, на выпуск нового оборудования. Удорожание топлива приводит к острой необходимости модернизации имеющегося оборудования с целью повышения КПД и других технико-экономических показателей. Модернизация необходима также, чтобы снизить объем вредных выбросов в атмосферу при сохранении электрической и тепловой мощностей.

В качестве примера, в диссертации, дается информация о модернизации энергоблока К-300-240. При этом рассматриваются два варианта модернизации, которые могут быть рассмотрены для реализации:

Вариант 1 - обеспечение дальнейших 30000 ч. работы при восстановлении первоначального КПД;

Вариант 2 - обеспечение дальнейших 100000 ч. работы при увеличении КПД, максимальной мощности агрегата, а также при продлении межревизионного цикла.

Ниже рассматривается несколько типичных случаев устранения слабых мест оборудования.

Как известно, при пуске и останове крупных турбогенераторов, а также при изменении нагрузки чрезвычайно важно обеспечить равномерное тепловое расширение корпусов ЦВД и ЦСД.

Традиционные конструктивные решения не обеспечивают достаточно свободного скольжения стула подшипника по фундаментной плите, особенно после длительной эксплуатации. При этом, важное значение имеет передача осевого усилия от цилиндра до стула подшипника. В диссертации приведены и другие технические решения.

В четвертой главе освещены вопросы по разработке новых технических решений, связанных с комплексным восстановлением свойств металла натурного оборудования ТЭС.

Приведена конструкция нагревательного оборудования для проведения комплексной

ВТО.

Проблема проведения восстановительной термообработки металлоемких конструкций энергоблоков без демонтажа остается не решаемой, прежде всего, из-за отсутствия эффективных средств нагрева деталей до температур « 900-1100°С, т.е. до температуры нормализации стали.

ВАРИАНТА

Автором диссертационной работы совместно с НПП «Прочность» разработано два варианта нагрева крупногабаритных узлов, какими являются сосуды давления, корпуса турбин, и запорной арматуры и т.п. деталей без их демонтажа.

Первый вариант нагрева заключается в использовании «попутного тепла» получаемого от соседнего работающего энергоблока ТЭС.

Для реализации первого варианта нагрева необходимо смонтировать на одном из котлов ТЭС дополнительный теплообменник, располагаемый в верхней части топки перед газоходом, где температура газов максимальна. При работе котла в нормальном режиме

указанный теплообменник будет работать как обычная поверхность нагрева, т.е. он вмонтирован в технологическ) ю схему котла. При необходимости проведения ВТО на соседних энергоблоках дополнительный теплообменник подключают к специальному яомпрсссору. который подает в теплообменник газовоздушную смесь (воздух с азотом в атомарном состоянии), обеспечивающую высокие показатели теплообмена и тешюпереноса. Пройдя через теплообменник, газовоздушная смесь нагревается до заданной темперагуры, после чего ее подают в специальную камеру, где происходит выравнивание температуры до значений, соответствующих температуре нормализации, подлежащих ВТО конструкций. Режим ВТО. например, для барабанов котлов: нормализация при 980°С, выдержка 45 мин, высокий отпуск от 620°С; охлаждение со скоростью 250°С/ч. Нужная скорость охлаждения обеспечивается принудительной подачей воздуха в полость барабана. Возможно проведение комплексной восстановительной термообработки не одной детали, а сразу нескольких, тогда газовоздушную смесь последовательно подают в конструкции, начиная с элемента, металл которого требует более высокой температуры термообработки.

После окончания ВТО теплообменник снова включают в схему испарительного или перегревательного тракта.

На рис.1 показана принципиальная технологическая схема проведения ВТО применительно к основным элементам энергоблока мощностью 200 МВт, которая прошла апробацию на крупномасштабных натурных стендах. В качестве соседнего энергоблока, где должен быть смонтирован дополнительный теплообменник, использовалась мощная нагревательная электропечь, в рабочем пространстве которой и был размещен дополнительный теплообменник. В качестве элементов, нуждающихся в проведении ВТО, бьгш участки паропроводов, корпусные детали турбин, змеевики пароперегревателя и сегменты барабана котла. При опробовании комплексной технологии ВТО не удалось получить заданных температур на исследуемых деталях. Максимально полученная температура составила 840°С. В этом случае увеличено время выдержки детали при указанной температуре.

При использовании теплообменника для нагрева одной конструкции мощности электропечи вполне хватало.

В таблице приведены результаты стендовых испытаний различных элементов основного обор>ловлшя. нафсв которых осуществлялся газовоздушной смесью от дополнительного теплообменника, расположенного в указанной электропечи.

Как видно из таблицы 1, после ВТО существенно улучшились свойства металла, а последующее искусственное старение образцов показало, что их ресурс увеличен на 70-100 тыс. ч.

Приведенная новая технология разогрева конструктивных элементов для ВТО с помощью дополнительного теплообменника соседнего энергоблока пока что не прошла промышленной апробации, но неоднократно получала косвенное подтверждение ее р.пшосиособиосш Имеющиеся \ автора расчеты, результаты опытных нат>рных данных, а также проработанные технические решения позволяют оптимистично оценивать, новую технологию ВТО. которая с успехом может использоваться для штатного проведения ВТО наиболее металлоемких конструкций, где пока нет альтернативных подходов.

Конструкция мобильного нагревательного модуля

(ВАРИАНТ Б)

Мобильный нагревательный модуль представляет собой сборную металлическую конструкцию, состоящую из напорного коллектора, длина которого соответствует длине газовых горелок среднего давления, камеры предварительного

сжигания газа, запорной и регулирующей арматуры.

Напорный коллектор выполнен из двух труб, расположенных одна в одной с зазором 50-80 мм с центрирующими кольцами. Внутренняя трубка напорного коллектора снабжена пучком труб малого диаметра, по которым подается газовоздушная смесь, температура, которая достигает 1000°С. Пучок труб малого диаметра расположен в несущей трубе, что обеспечивает подачу греющего агента равномерного всей длине барабана.

В технологический цикл

Рис.3. Принципиальная технологическая схема проведения ВТО основных элементов

энергоблока:

/ - котел работающий, 2 - дополнительный теплообменник, 3 • подводящие коммуникации газовоздущной смеси от компрессора 4 - отводящие коммуникации газовоздущной смеси от допочнитечьного теплообменника 5 - компрессор, 6 - турбина, подлежащая ВТО, 7-паропровод, подчежащийВТО, 8 - барабан ьоппа, подлежащий ВТО, 9-устройство йч захочаживания ц1ц подогрева газовоздущной смеси 10 - юпорная аруатура II - емкость йч азота

В мобильном нагревательном модуле предусмотрена система подачи воздуха в зону горения для обеспечения полного сгорания газа, а также для охлаждения металла барабана в процессе ВТО, согласно режимной карте.

Данное техническое решение позволило обеспечить наиболее экономичный, непрерывный режим ВТО без компоновки дополнительной системы охлаждения.

Материал, предназначенный для изготовления узлов и деталей мобильного нагревательного модуля выбран из условий температурного режима работы каждой конкретной детали В основном использована сталь Х18Н12Т и сталь 12Х1МФ.

Сварные соединения и резьбовые соединения выполнены из условия работы с газом, обладают достаточной плотностью и герметичностью.

Условный проход газоподводящей трубы и сумма площадей отверстий мини горелок обеспечивает подачу необходимого объема газа для получения достаточного количества тепла для нагрева барабана с заданной скоростью до температуры 950-980°С. Для охлаждения юрелочного устройства предусмотрена система подачи воды, которая полностью обеспечивает заданный режим работы горелочных устройств.

Наружная труба наиорнош коллектора, является несущей, на которой крепятся все элементы нагревательного модуля

В корпусе трубы, расположенной в зоне нагрева барабана также предусмотрены отверстия по всей длине и периметру. Диаметр отверстия 8-10 мм с шагом - 30 мм. Такое расположение отверстий позволяет равномерно распределить греющий агент по всему периметру и длине барабана.

В нагревательном модуле предусмотрено две предварительные камеры сгорания природного газа, расположенные в про!ивоположных торцах барабана В случае, когда барабан имеет небольшую длину (до 6 м), предусмотрен вариант с одной камерой предварительного сжигания и одной горелкой.

Камера предварительного сжигания природного газа (можно использовать и другой газ) снабжена корпусом, объемом 2-10 м в котором закрепляется газовая горелка производительностью 30-80 м3/час, устройством подачи воздуха и автоматическим запальником. Запальник состоит из трубы, равной дтане горелки с системой подвода газа. Корпус камеры предварительного сжигания газа жестко закреплен с нагревательным

коллектором, по которому газовоздушная смесь подается в полость. Отработанные газы отводятся через герметичные коммуникации и отверстия в пароотводящей системе в специальное газоприемное устройство, объем которого в 3 раза больше раздаточной емкости. Газоприемное устройство и раздаточная емкость изготовлены из нержавеющей стали типа Х18Н12Т, обладают достаточной жесткостью каркаса, оснащены соответствующей запорной и регулирующей арматурой. Легко монтируются и демонтируются на головке котла в зоне расположения лазовых отверстий барабана.

Рис. 4. Схема установки нагревательных элементов в барабане котла

/ * * газопровод магистральный; 2 - запорная арматура; 3 - днище; 4- обечайка; 5 - станина;

6 - вытяжной зонд; 7 - газонапорный коллектор, 8 - камера предварительного сжигания газа;

9 - патрубок отсасывающего вентилятора; 10- терчопары

В пятой главе выполнена апробация новых технологий регенерации металла основных элементов тепломеханического оборудования ТЭС.

При проведении ВТО паропроводных сталей исследовались различные режимы нагрева и охлаждения паропроводов из стали 12ХШФ. Диапазон нагрева варьировался от 940 до 1100°С. Выдержка при этих температурах составляла от 30 мин. до 10 часов (таблица 1). Во всех случаях при выдержке более 30 мин. отмечается почти полное залечивание пор. Такой эффект достигается в случае, когда в исходном (до ВТО) состоянии они находятся в небольшом количестве и их величина не превышает размер более 1-2 мкм.

Повышение температуры нагрева и длительности выдержки приводит к значительному росту зерна. В ряде случаев при выдержке 11 час наблюдалось увеличение характеристик прочности и одновременно снижения пластичности, связанное с ростом зерна. Температура отпуска во всех случаях составляла 720-750°С.

При больших степенях повреждаемости металла проводились исследования по его залечиванию способом циклической восстановительной термообработки. Температура нагрева при этом составляла 920-1020°С выдержкой 15 мин. С охлаждением до температуры ниже точки АС] Количество циклов, рекомендуемое для залечивания поврежденного металла, подбирается индивидуально. При этом, значительно увеличиваются, характеристики ударной вязкости, восстанавливается микроструктура. В ряде случаев, эффект от увеличения числа циклов получается отрицательным, т.е. имеет место процесс торможения залечивания дефектов металла.

Iаблица 1

Изменение механических свойств металла основных элементов энергообор^донання до и после ВТО

Элемент т, тыс. ч Марка стали Темп ерату ра экспл уатац ИИ, °С Режим ВТО Нагрев Механические свойства

О,, кгс/адм2 О02. кгс/мч2 СТ,% Ф ,% КСУ, Дж/см3 Источник информации

Трубы паропровод а - прямой участок - 12X1МФ 560 Нормализация 1000ЛС выдержка 5 ч, охлаждение на воздухе Индукционный 43,8/60.0 23,3/47,9 2В.Т2],2 69,9/64,5 9,3/7,4 МО ЦКТИ

Барабан котла ТГ1-230 170 22К 340 Нормализация 930°С выдержка 90 мин, отпуск -620°С Газовоз душ мая смесь 38.9/45.7 22.8/20.2 28.3/20.2 72,1/69,3 3,4/10,3 Результаты стендовых испытаний НПП "Прочность"

Участки паропровод а диаметром 325/261 мм 150 12X1 МФ 540 Нормализация 1020°С выдержка 120 мин, отпуск -680°С Газовоздуш ная смесь 45,1/57,9 28,4/38 8 29.1*27,9 73,0/79,8 5,7/9,3 То же

Барабан котла Одесской ТЭЦ 229 22 К 340 Низкотемпературный отпуск - 540°С Пар 40.9/49,2 23.5/19.9 27.7/30,5 71,0/68,1 7,5/25,9 НПО ЦНИ-Итмаш

Трубы пароперегр евателя котла ТП-100 80 12Х1МФ 545 Нормализация 1030°С выдержка 90 мин охлаждение на воздухе Газовоздуш ная смесь 42,9'54,1 26.7/39,4 27,9/26.7 70,1/69,7 2,9'8,3 Результаты стендовых испытаний НПП "Прочность"

Образцы металла из ту рбИННОЙ корпусной стали 167 15Х1М1ФЛ 545 Нормализация 1020°С, выдержка 60 мин, отпуск -720вС, охпаждение на воздухе Газовоздуш ная смесь 44,6/53,3 25,3/36,5 27,2/26,1 69,4/68,1 4,7/7,1 Тоже

Примечание. Числитель дроби - механические свойства металла до ВТО, знаменатель - после ВТО.

Микроструктура металла паропроводов после проведения ВТО характеризуется неоднородностью и, преимущественно, относится к типу не рекомендованных структур.

Длительная выдержка металла паропроводов в процессе проведения ВТО в интервале температур, превышающих точку Асз ведет к росту окалины и увеличению величины зерна. Очень медленное охлаждение или большая выдержка при температурах несколько ниже точки АС], формирует сфероидизированную (вторичную составляющую) структуру, что крайне нежелательно с точки зрения жаропрочности металла.

В диссертации приведен подробный анализ результатов комплекса проведенных исследований по отработке различных режимов ВТО барабанов котлов, которые можно было бы осуществить при пониженных температурах, что обеспечило бы более надежную и безопасную ее реализацию в промышленных условиях без демонтажа барабана. Технология проведения ВТО при пониженных температурах была связана со значительным увеличением выдержки при проведении ВТО, а также соблюдением необходимых условий, при которых в металле барабана должны отсутствовать недопустимые дефекты.

Результаты проведенной ВТО барабанов котлов из стали 22К при I ИОр = 820 °С и Тша =18час. показали, что механические свойства металла удалось повысить на 20-40%, как и в случае проведения полномасштабной ВТО при расчетных температурах нагрева выдержки и охлаждения.

В процессе апробации новых технологий ВТО была отмечена недостаточная маневренность процесса охлаждения металла после достижения температуры нормализации и высокою ош>ска.

Критерии, определяющие возможность проведения ВТО

Литыекорпусные деталитурбин

Возможность проведения ВТО литых корпусных деталей турбин определяется следующими условиями:

г Глубина трещины не должна превышать 60-70 толщины стенки.

г Скорость роста трещин не должна превышать значение 10° мм/час.

г Механические свойства металла должны быть не ниже требований установленных ВТИ но конкретным маркам сталей.

Паропроводы

В гибах и сварных соединениях паропроводов не должно быть недопустимых дефектов, выявленных неразрушаюшей дефектоскопией, проводимой согласно инструктивным документам по дефектоскопии гибов трубопроводов из перлитной стали.

При неразрушающем металлографическом контроле не должно быть выявлено стиппшхся пор ити трещин (балл микроповреждаемости 3 и 4).

Элементы паропровода подлежат ВТО при экономической целесообразности работы. Например, фактическая толщина стенки трубопровода после проведения ВТО обеспечивает приемлемый ресурс согласно расчету на прочность по ОСТ 109.031.09-85 «Котлы паровые и водогрейные и трубопроводы пара и горячей воды. Нормы расчета на прочность».

В шестой главе выполнены исследования по разработке аппаратуры для оперативной диагностики барабанов котлов и литых корпусных деталей турбин.

Дня диагностики, контроля и мониторинга состояния металла сосудов давления, а также диагностики образования и развития дефектов в виде начальных трещин, образующихся от искусственных или естественных концентраторов под воздействием эксплуатационных факторов, усовершенствован контрольно-измерительный комплекс, сосюящий. например, из ультразвуковой аппаратуры, ультразвуковых высокотемпературных датчиков, образца-свидетеля, помещаемого в одном или в нескольких отверстиях штуцеров водоспускных труб, расположенных в наиболее термонапряженных зонах барабана. При этом необходимо обеспечить полную герметичность последнего.

Авторский вариант образца-свидетеля (рис.5) представляет собой цилиндр равного со штуцером диаметра, длиной, соответствующей толщине стенки барабана котла ТЭС. Для

придания целостности и жесткости соединения образца-свидетеля с тетом барабана между их стенками предусматривается медная прокладка, имеющая более высокий коэффициент линейного расширения На наружном торце образца-свидетеля устанавливается пробка-волновод, выходящая за пределы тепловой изоляции, на которой размешена ультразвуковая стелящая система

Па внутренний торец образца-свидетеля наносятся концентраторы в виде трещин в осевом и радиальном направлениях

Размер начального концентратора в виде трещины, определяемый при ультразвуковом контроле может быть определен по формуле

где 1„р - размер предельного дефекта, допускаемого к концу проектного рес>рса

Оптимальные объемы ремонтных работ, периодичность контроля и продолжительность межремонтных периодов могут быть определены исходя из полученных значений 1 С этой целью необходимо рассчитать общее число нагружений N за весь

период эксплуатации, приведенное к номинальному режиму

N.

где 11 ч - коэффициент запаса по числу циклов, принимаемый равным 10.

Для принятого концентратора вычисляют зависимость циклического коэффициента интенсивности напряжений от размера начального концентратора по формуле:

где: - параметры уравнения Париса (характеристики материала, зависящие от

состояния металла, условий нагружения и др., опредетяемые в каждом конкретном случае отдельно); М - коэффициент формы концентратора и условий нагружения в уравнении:

Скорость роста трещин можно определять и экспериментально, т.е. систематическим измерением длины трещины в образце-свидетеле.

В данном случае контроль за ростом трещин осуществляется двумя прямыми совмещенными искателями, установленными на наружной поверхности образца-свидетеля с возможностью сканирования по этой поверхности.

С помощью дефектоскопа определяют амплитуду ультразвукового сигнала, отраженного от противоположного торца образца-свидетеля (донного сигнала).

Наличие трещины приводит к рассеиванию части энергии расходящегося ультразвукового пучка преобразователя и, как следствие, ослаблению донного сигнала. После прохождения трещины, сигнал вновь достигает прежнего уровня. Путем пробных сканирований определяют направление трещины в донной части образца-свидетеля.

В диссертации приводится также вариант системы оперативной диагностики применительно к литым корпусным деталям турбин. Промышленная апробация такой системы была осуществлена на Невинномысской ГРЭС с положительными результатами.

Выводы по диссертационной работе

На основании приведенного комплекса научных исследований можно сделать спед\ющие выводы:

1. Разработана методика по определению влияния случайных эксплуатационных факторов на надежность работы котлотурбинного оборудования, эксплуатируемого в области расчетного и индивидуального ресурса.

2. Разработана методика по оптимизации временных, качественных и количественных показателей капитальных, текущих и средних ремонтов основного оборудования ТЭС, базирующаяся на его фактическом состоянии в любой заданный временной интервал.

3. Разработана эффективная технология ремонта поврежденных узлов и деталей теплотехнического оборудования ТЭС, позволяющая производить оценку качества ремонтных подварок в процессе их выполнения, чго существенно повышает их качество.

4 Разработана, усовершенствована технология по восстановлению физико-механических свойств металла наиболее металлоемких конструктивных элементов теплотехнического оборудования ТЭС.

5. Разработан целевой ряд нагревательных модулей применительно к различным элементам котлотурбинного оборудования.

6. Получены положительные результаты при использовании авторской технологии восстанови имьной термообработки барабанов котлов и литых корпусных деталей турбин, что позволяет дополнительно увеличить рабочий ресурс на 15-20 лет.

7. Разработаны средства оперативной диагностики барабанов котлов и литых корпусных деталей турбин, позволяющие получать необходимую информацию о степени износа энергооборудования в процессе его работы.

8 Разработаны отраслевые нормативно-технические документы, регламентирующие основные условия проведения ремонтно-восстановительных и диагностических работ в процессе эксплуатации энергооборудования, вырабатывающего физический ресурс.

К, =стл/М1,

(16)

Скорость роста трещины:

(И)

где: дк; - размах коэффициента интенсивности напряжений.

Основное содержание диссертации изложено в следующих публикациях:

1. Канцедалов В.Г.. Берлявский Г.П., Рыков ВА., Поливанов В.И. Исследование и мониторинг трубопроводов питательной воды энергоблоков 160-300 МВт. //Электрические станции. - 2001. - № 8. - С. 2-10.

2. Канцедалов В.Г., Берлявский ГЛ., Злепко В.Ф., Рыков ВА., Поливанов В.И. Мониторинг длительной прочности котельных труб работающего энергооборудования. /7 Электрические станции. -2001. -№ 1. -С.5-12.

3. Канцедалов В.Г.. Берлявский Г.П., Злепко В.Ф., Гусев В.В., Поливанов В.И., Рыков В.А., Руководящий документ «Методические указания о порядке проведения работ по оперативному контролю и диагностике остаточного ресурса паропроводов, гибов и коллекторов ТЭС» // РД.34-17.452-98. Департамент научно технической политики и развития РАО «ЕЭС России». Изд-во РАО «ЕЭС России», 1998. - С. 1-20.

4. Канцедалов В.Г., Берлявский Г.П., Злепко В.Ф., Гусев В.В., Поливанов В.И., Рыков ВА, «Методика по определению главных факторов ускоренного механизма разрушения энергооборудования ТЭС». // Департамент научно технической политики и развития РАО «ЕЭС России». Изд-во РАО «ЕЭС России», 2002. - С. 1-28

5. Канцедалов В.Г.. Берлявский ГЛ., Злепко В.Ф., Гусев В.В., Поливанов В.И., Рыков В А, «Методика определения и формирования фрактальных кластеров на тепломеханическом оборудовании ТЭС». // Департамент научно технической политики и развития РАО «ЕЭС России». Изд-во РАО «ЕЭС России», 2002. - С. 1-24

6. Канцедалов В.Г., Берлявский ГЛ., Рыков ВА., Гусев В.В. Методика высокотемпературной диагностики состояния трубных систем ТЭС по бифуркационным моделям разрушения. // Методы и технические средства оперативной оценки структурно-механического состояния металла элементов конструкций и машин: Сборник докладов Всероссийской научно-технической конференции. Изд-во МЭИ, 2002. - Т1. - С. 5

7. Канцедалов В.Г., Берлявский ГЛ., Рыков В А., Гусев В.В. Методика определения работоспособности пароперегревательных труб, работающих котлов ТЭС по параметру длительной прочности. Методы и технические средства оперативной оценки структурно-механического состояния металла элементов конструкций и машин: Сборник докладов Всероссийской научно-технической конференции. Изд-во МЭИ, 2002. - Т1. - С. 4.

8. Канцедалов В.Г., Берлявский ГЛ., Рыков ВА, Гусев В.В. Синергетические аспекты динамического управления индивидуальной надежностью энергооборудования электростанций. // Методы и технические средства оперативной оценки структурно-механического состояния металла элементов конструкций и машин: Сборник докладов Всероссийской научно-технической конференции. Изд-во МЭИ, 2002. - Т1. - С. 5.

9. Канцедалов В.Г., Берлявский ГЛ., Рыков В.А., Гусев В.В. Методика определения работоспособности корпусов турбин и крупной запорной арматуры по изменению параметров объемных фрактальных кластеров. // Методы и технические средства оперативной оценки структурно-механического состояния металла элементов конструкций и машин: Сборник докладов Всероссийской научно-технической конференции. Изд-во МЭИ, 2002. - Т1. - С. 5.

10. Канцедалов В.Г., Берлявский ГЛ., Рыков В А., Гусев В.В. Продление живучести физически изношенного оборудования ТЭС - приоритетная задача отрасли. // Методы и технические средства оперативной оценки структурно-механического состояния металла элементов конструкций и машин: Сборник докладов Всероссийской научно-технической конференции. Изд-во МЭИ, 2002. - Т1. - С. 4.

Подписано в гечатьЛ"/-^ 3»к-Щ Тир.-/Л? Пл. Полиграфический центр МЭИ (ТУ) '

Красноказарменная ул., д. 13

С

РНБ Русский фонд

2005-4 16501