close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Анализ ресурсов паровых турбин на основе производственных циклов..pdf

код для вставкиСкачать
Энергетика
УДК 621.165
АНАЛИЗ РЕСУРСОВ ПАРОВЫХ ТУРБИН НА ОСНОВЕ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ЦИКЛОВ
Л.В. Савостьянова, В.В. Литвак
Томский политехнический университет
Email: savost@tpu.ru
С помощью данных ремонтноэксплуатационной документации электростанций Сибири и Дальнего Востока проведён анализ
эксплуатационных характеристик паровых турбин. Показана разница ресурсов и производственных циклов для различных типов
турбин. Рассчитаны характеристики производственных циклов и показатели надёжности.
Ключевые слова:
Паровая турбоустановка, производственный цикл, наработка, показатели надёжности.
Key words:
Steam turbine plant, production cycle, time, reliability indicators.
На электростанциях страны в настоящее время
эксплуатируется несколько сотен паровых турбин
разной мощности и разных заводовизготовителей.
Большинство из них выработали свой проектный
ресурс и продолжают нести нагрузку в соответ
ствие с диспетчерскими заданиями. Доля выработ
ки электроэнергии на паротурбинных установках
сохраняется на уровне 75…80 %. Это говорит
об эффективности принятой в советские времена
схемы ремонтноэксплуатационного обслужива
ния турбинного парка, обеспечивающего сохране
ние работоспособности оборудования [1].
Цель работ, выполненных авторами в
2010–2011 гг., заключалась в изучении остаточных
ресурсов паровых турбин, отработавших значи
тельные периоды времени. Изучение остаточного
ресурса, т. е. суммарной наработки объекта от мо
мента контроля его технического состояния до пе
рехода объекта в предельное состояние, этих паро
вых турбин представляет значительный интерес,
поскольку обновление парка идёт недопустимо
медленно изза острого недофинансирования
отрасли, а перспективы роста инвестиций остают
ся сомнительными. Действующие установки име
ют значительный износ, а периодические плано
вые ремонты не обеспечивают замену изношенных
узлов и продолжают нести нагрузку.
Цель разработок авторов заключается в иссле
довании остаточных ресурсов турбин и обоснова
нии рекомендаций по объёмам, срокам и порядкам
ремонтноэксплуатационного обслуживания тур
бин, имеющих определённое количество и харак
тер дефектов в тех или иных узлах, и возникающих
изза значительных сроков эксплуатации и коли
чества пусков турбин. Исследования в этом напра
влении значительное время не проводятся изза
последствий реформирования электроэнергетики
как отрасли. В данной работе представлены мате
риалы проведённых исследований влияния коли
чества пусков и наработки в производственном ци
кле на остаточный ресурс турбоустановки.
В 2011 г. авторами предпринято исследование
остаточных ресурсов и производственных циклов
паротурбинных установок электростанций Сибири
и Дальнего Востока. Сведения о ремонтноэксплу
атационных характеристиках турбин извлечены
из документов, представленных электростанция
ми. Некоторые важные результаты этого исследо
вания представлены в настоящей работе.
Производственным циклом турбоустановки
принято называть календарную продолжитель
ность эксплуатационного периода, от момента пу
ска в работу и после окончания предыдущего ка
питального ремонта до момента окончания после
ɇɚɝɪɭɡɤɚ
Tɧ
Tɧ
Tɧ
Tɧ
Tɧ
Tɰ
Tɩ
Tɪɟɡ
Рис. 1.
Tɪɟɦ
Tɪɟɡ
Tɪɟɦ
ȼɪɟɦɹ
Производственный цикл установки: Тн – время несения нагрузки; Трез – время нахождения в резерве; Трем – время
нахождения в ремонте; Тц – производственный цикл установки; Тп – производственный период
11
Известия Томского политехнического университета. 2012. Т. 321. № 4
дующего планового капитального ремонта. В пе
риод производственного цикла установка может
находиться в состоянии планового ремонта, несе
ния нагрузки и резерва, рис. 1.
Время, в течение которого турбоустановка не
сет нагрузку, является основным технологическим
процессом и, независимо от величины нагрузки,
далее будет именоваться – наработка. Режим «ре
зерв» турбоустановки предусмотрен для случаев,
когда турбоустановка по диспетчерскому графику
находится в состоянии ожидания и готова к приё
му нагрузки (после проведения пусковых опера
ций). Режим «ремонт» предусматривает выполне
ние плановых и внеплановых ремонтных работ.
Далее учтены лишь те ремонтные работы, которые
имеют затраты 300 календарных часов и выше.
Для всей совокупности обследованных турбин
средняя продолжительность производственного
цикла составила 22691 ч (945,5 сут.), а структура
представлена на рис. 2.
безотказной работы, время безотказной работы,
наработка на отказ, назначенный ресурс, коэффи
циент готовности и др.
В связи с этим важно знать, в какой мере пара
метры производственного цикла изменяются в те
чение всего срока эксплуатации паровой турбины
[1]. Так турбина Р50130, пущенная в эксплуата
цию в 1964 г., в течение двух разных десятилетий
показала характеристики производственного ци
кла по отношению к календарной средней продол
жительности цикла (табл. 1).
Таблица 1. Характеристики производственных циклов турби
ны Р50–130 в течение двух разных десятилетий
Показатель
Наработка, всего
Средняя наработка
на цикл
8%
ʻ̨̡̬̯̌̌̍̌
23%
ˀ̖̖̬̏̚
69%
11320:56
93
14595:16
90
Средняя продолжи
тельность ремонта
709:32
6
1502:44
9
Средняя продолжи
тельность резерва
125:38
1
146:15
1
ˀ̨̖̥̦̯
Рис. 2. Структура производственного цикла, усреднённая
по генеральной совокупности
Структура производственного цикла турбин,
работающих на разных электростанциях, практи
чески не отличается друг от друга. Это связано, по
видимому, с единством ремонтноэксплуатацион
ной политики и совпадением подходов диспетчер
ского управления [2].
Определённые отличия в производственных
циклах имеют турбины разных заводовизготови
телей (рис. 3).
Средняя продолжительность по выборке про
изводственного цикла турбин ЛМЗ составляет
24121 ч, УТМЗ – 21322 ч.
Интерес к изучению структуры производствен
ного цикла паротурбинного оборудования основы
вается на том, что соотношение наработки, про
должительности ремонта и резерва определяют ос
новные характеристики надёжности – вероятность
Разумеется, эти изменения вызваны не столько
состоянием работоспособности установки, сколь
ко известными изменениями в управлении и ры
ночными преобразованиями в энергетике.
Парковые характеристики производственных
циклов обследованных турбоустановок за весь пе
риод эксплуатации приведены в табл. 2.
Обращает на себя внимание существенное раз
личие индивидуальных и парковых характеристик
производственных циклов. Так, размах средних
продолжительностей циклов по обследованным
турбинам достигает 47667 ч, а ремонтных простоев
– 2568 ч (табл. 2). Это означает, что индивидуаль
ные особенности турбин – дефектуемые узлы, тем
пы нарастания дефектов, продолжительности меж
ремонтного периода, программы ремонтного об
служивания и др. играют более существенную роль
в обеспечении работоспособности, чем парковые.
Обнаруживается и подтверждается тот факт, что
дефекты возникают и нарастают в узлах установки
поразному. Так, на турбине Р50–130 дефекты
бандажных обойм на диафрагмах возникают и уве
8%
7%
ʻ̨̡̬̯̌̌̍̌
29%
13%
ˀ̖̖̬̏̚
64%
ˀ̨̖̥̦̯
ɚ
Рис. 3. Структуры производственных циклов турбин ЛМЗ (а), УТМЗ (б)
12
Период
Период
с 1964 по 1974 гг. с 1986 по 1996 гг.
Колво ча
Колво ча
%
%
сов, ч: мин.
сов, ч: мин.
79248:34
– 72976:24
–
79%
ɛ
ʻ̨̡̬̯̌̌̍̌
ˀ̖̖̬̏̚
ˀ̨̖̥̦̯
Энергетика
Таблица 2. Парковые характеристики производственных циклов турбин
Тип турбины
Средние характеристики цикла
Наработка Число пу
Средняя продол
Заводиз
Средняя
за период сков за пе
жительность про
готови
наработка
эксплуата риод эк
изводственного Наработ Ремонт, ч Резерв, ч Число пу
тель
на пуск, ч
ка, ч
сков
ции, ч
сплуатации
цикла, ч
ВПТ253
УТМЗ
ПТ2590/10
УТМЗ
Р2590
ХТГЗ
Р2590
ХТГЗ
ПТ2590
УТМЗ
ПТ2590
УТМЗ
Р25/90/15
ХТГЗ
ПТ609013
ЛМЗ
ПТ60130
ЛМЗ
ПТ65/75130
ЛМЗ
ПТ65/75130
ЛМЗ
Р50130
ЛМЗ
Р50/130/15
ЛМЗ
Р50/130/15
ЛМЗ
Т100130
УТМЗ
Т100130
УТМЗ
Р100130
УТМЗ
Р100130
УТМЗ
ПТ80130
ЛМЗ
ПТ80130
ЛМЗ
Т175/210130
ТМЗ
Т175/210130
ТМЗ
Т185/220130
УТМЗ
К10090
ЛМЗ
К10090
ЛМЗ
К10090
ЛМЗ
К10090
ЛМЗ
К210130
ЛМЗ
К210130
ЛМЗ
К210130
ЛМЗ
К210130
ЛМЗ
К215130
ЛМЗ
Т50/608,8
ЛМЗ
Т43902М
ЛМЗ
Т43902М
ЛМЗ
ПТ2590/10
УТМЗ
ПТ6090/13
ЛМЗ
Т118/125/1308
УТМЗ
ПТ140/165130/15
УТМЗ
ПР25/3090/10/0,9
ТМЗ
ПТ2590
ТМЗ
ПР2590
ТМЗ
Т2590
ТМЗ
Т2590
ТМЗ
ПТ6090/13
ЛМЗ
Т100130
ТМЗ
Т100130
ТМЗ
Т100/120130
УТМЗ
Т180/2101301
ЛМЗ
Т180/2101301
ЛМЗ
Т180/2101301
ЛМЗ
Т180/2101301
ЛМЗ
Среднее значение
380793
394272
341224
331310
396138
402727
147583
336275
340902
342109
353544
284498
239793
244488
275711
262944
121197
220819
215993
206117
181955
167501
156282
181812
219898
218927
221515
156824
153677
135604
136084
111351
6814
384553
357970
352404
346244
88487
91643
300213
354927
293656
202764
173706
313218
316478
292145
274907
147466
129479
124707
11929
239300
302
314
269
251
275
337
74
265
326
339
289
193
320
304
443
371
253
307
243
216
173
148
132
448
371
386
313
495
486
518
472
293
13
71
238
174
202
39
56
206
200
257
380
271
192
246
278
219
366
368
292
53
270
1190
1256
1268
1320
1440
1195
1994
1269
1046
1009
1223
1474
749
804
622
709
479
719
889
954
1052
1132
1184
406
593
567
708
317
316
262
288
380
524
5416
1504
2025
1714
2268
1636
1457
1775
1143
534
641
1631
1286
1051
1255
403
352
427
225
1078
19947
23569
16183
10991
15399
15780
21914
13274
10904
12175
14318
19126
47667
41152
27046
28549
35352
28936
30437
30193
19593
24545
17167
25534
32232
26303
25566
19426
23906
23063
18880
21427
9120
19873
25988
25608
21521
13637
14723
27844
27844
22541
24954
18380
22893
20761
22172
22803
22912
27456
26398
21954
22691
17309
20751
13124
7530
12779
13424
14758
9608
8315
9503
11785
12932
29974
27165
21209
21912
17314
22082
23999
22901
13997
16750
13023
15151
21990
1824
18460
11202
13971
12328
10468
12372
3407
14790
19887
19578
16487
9832
10183
17660
20878
13984
15597
12408
17401
16657
17185
18327
14747
16185
15588
8503
15369
1465
1065
1113
825
1072
919
1356
1398
1500
1344
1006
1441
1473
1960
2359
2112
1978
2568
1725
1701
2361
2995
1672
2492
1987
1932
1316
2105
2057
2090
2166
1864
360
1050
871
1269
1261
797
1422
2334
1873
1790
1702
1062
1883
1495
1645
1806
2329
1995
1518
469
1622
1194
1753
1947
2660
1549
1473
5800
2286
1105
1360
1527
4753
17082
12035
3478
4979
16060
4287
4713
5590
3396
4800
2677
7891
8255
6127
5790
6119
7878
8881
6624
7190
5352
4032
5229
4761
3772
3008
3118
7894
5244
6834
7655
4355
3609
2610
3341
2670
5836
9276
9291
15520
5474
15
17
10
6
9
11
7
8
8
9
10
9
40
34
34
31
36
31
27
24
13
15
12
37
37
32
26
35
44
47
36
33
7
3
13
10
10
4
6
12
12
12
29
19
11
13
16
15
37
46
37
27
21
13
Известия Томского политехнического университета. 2012. Т. 321. № 4
ɑɢɫɥɨ ɩɭɫɤɨɜ
40
35
30
25
20
15
10
5
0
1978
1981
1984
1987
1990
1993
1996
1999
2002
2005
2008
2011
Ƚɨɞ
Рис. 4. Распределение годового цикла пусков турбины Р100130, имеющей на 31.12.2011 г. наработку 220819 ч
личиваются за межремонтный период настолько,
что их замена предусматривается при каждом ре
монте [2]. Это означает, что срок нарастания де
фекта равен межремонтному периоду.
Поэтому на электростанциях целесообразно
сформировать информационные базы данных по
ремонтному и эксплуатационному обслуживанию
– аналог «диагностической карты» и ремонтному
формуляру. Такой электронный документ позволит
более обоснованно принимать решения о продле
нии эксплуатации турбины.
На продолжительность межремонтного пробега
паровых турбин, кроме прочих причин, серьёзно
влияет количество пусковостановов [3]. Для при
мера на рис. 4 показано распределение числа пу
сков турбины Р100130 с 1978 по 2011 г.
Среднее число пусков в год этой турбины за пе
риод эксплуатации составило 9. При средней про
должительности цикла 28936 ч среднее число пу
сков на цикл равно 31 (табл. 2).
Парковые характеристики пусков турбин при
ведены в табл. 2. По всей генеральной совокупно
сти среднее число пусков на цикл находится в пре
делах от 3 до 47.
Здесь с очевидностью подтверждается правило:
чем больше пусков, тем короче межремонтный
пробег.
Поэтому в оценке индивидуальных характери
стик надёжности турбины следует учитывать не
только наработку, но и количество пусков. Инди
видуальные статистические характеристики могут
быть легко преобразованы в характеристики на
дёжности, рассмотрим это на примере турбины
Т100130 ТМЗ (показатели надёжности рассчита
ны для периода, равному 1 году):
• вероятность безотказной работы 0,6;
• коэффициент готовности 0,91;
• вероятная продолжительность безотказной ра
боты после очередного ремонта 13302 ч.
14
Информация о ремонтноэксплуатационной
истории турбоустановок рассредоточена в много
численных документах на электростанциях. Боль
шая часть этих документов лежит без движения.
Это дефектные ведомости, ремонтные формуля
ры, программы и графики ремонтных работ, ведо
мости заказа запчастей, оперативные журналы
и др. На основе этой информации для каждой тур
боустановки может быть создана «диагностиче
ская карта» в форме электронной базы данных,
по которой можно восстановить подлинный инди
видуальный ремонтноэксплуатационный пор
трет. Тогда станет возможным формировать поток
данных по узлам установки, видам дефектов, тем
пам нарастания дефектов, временным и другим
технологическим признакам. Характеристики на
дёжности тогда станет возможно рассчитывать для
отдельных узлов и блоков установки. В первую
очередь – вероятное время безотказной работы
каждого узла.
Ремонтная история каждой установки может
быть воссоздана на каждой электростанции по ма
териалам ремонтных формуляров, дефектных ве
домостей, заказной документации и т. п. в виде ин
формационной базы.
Выводы
1. Экспериментально установлено, что средний
межремонтный ресурс паровых турбин тепло
вых электростанций Сибири и Дальнего Восто
ка составил 15369 ч, в то время как норматив
ный межремонтный ресурс для рассматривае
мых турбин составляет от 27200 до 34000 ч [4].
Из этого следует, что накапливаемые дефекты
в узлах установки не позволяют продолжать её
эксплуатацию без проведения ремонтных работ.
2. Сокращение располагаемого ресурса паровой
турбины, связанное с длительными сроками
эксплуатации и приближением к предельному
Энергетика
состоянию отдельных узлов, требует перехода к
индивидуальному планированию ремонтных
процедур. Это можно осуществить только с уче
том ремонтной истории за весь период эксплу
атации, а не на основе «назначенного» ресурса.
3. Ремонтноэксплуатационная история паровой
турбины, как электронная база данных, позво
лит перейти к планированию ремонтных работ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Родин В.Н., Шарапов А.Г., Мурманский Б.Е. и др. Ремонт па
ровых турбин / под общ. ред. Ю.М. Бродова. – Екатеринбург:
Издво УГТУУПИ, 2002. – 211 с.
2. Литвак В.В., Панин В.Ф. Надёжность теплоэнергетического
оборудования и экологическая обстановка вокруг ТЭС. –
Томск: Издво НТЛ, 2009. – 280 с.
(срок и объёмы ремонта, заказ запчастей и др.)
с учетом состояния отдельных узлов, условий
эксплуатации, наработки, числа пусков, сведе
ний о дефектах. Это повысит надёжность паро
вых турбин по экспертной оценке на 10…14 %
и уменьшит количество аварийных остановов.
Работа выполнена при поддержке ФЦП «Научные и научно"
педагогические кадры инновационной России» на 2009–2013 гг.
3. Резинских В.Ф., Гладштейн В.И., Авруцкий Г.Д. Увеличение
ресурса длительно работающих турбин. – М: Издательский
дом МЭИ, 2007. – 296 с.
4. СО 34.04.1812003. Правила организации технического обслу
живания и ремонта оборудования, зданий и сооружений элек
тростанций и сетей. – М., 2004.
Поступила 28.02.2012 г.
УДК 536.46+532.685
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ ЗАЖИГАНИЯ ТОРФА
В УСЛОВИЯХ ЕГО ПРОМЫШЛЕННОГО СКЛАДИРОВАНИЯ
Р.Н. Кулеш, А.Н. Субботин
Томский политехнический университет
Email: ronikul@tpu.ru, subbot@inbox.ru
Определены истинные теплофизические характеристики торфа и конденсированных продуктов его термического разложения
(кокса, золы). Установлено критическое значение влажности торфа, при котором может произойти его возгорание. Найдены за
висимости времени зажигания и начальной температуры источника зажигания от влажности торфа.
Ключевые слова:
Торф, зажигание, влажность, физические и кинетические параметры торфа.
Key words:
Peat, ignition, humidity, physical and kinetic parameters of peat.
В России учтено и частично разведано
65868 торфяных месторождений общей площадью
80,5 млн га с запасами около 235 млрд т или 47 %
от всех мировых запасов торфяного сырья, что де
лает торф особо важным и стратегически значи
мым сырьем, особенно учитывая ограниченность,
а также приближающуюся исчерпаемость запасов
традиционных горючих полезных ископаемых
(нефть, газ, уголь) [1].
В целом технологию использования торфа, на
чиная с его добычи и заканчивая конечным продук
том, можно представить в виде схемы: осушение ме
сторождения, добыча, складирование изъятого тор
фа, транспортировка, складирование для хранения,
использование в качестве топлива. При использова
нии торфа для любых целей существует ряд общих
операций, в основном связанных с добычей сырья
и его подготовкой к использованию, которые харак
теризуются повышенной пожарной опасностью,
т. к. из торфа выводится влага. Необходимо отме
тить, что степень пожароопасности торфа значи
тельно выше, чем угля. Он легко самовозгорается
и является горючим материалом, который может
воспламениться от небольшого источника зажига
ния [2, 3]. Зачастую при складировании торфа на
блюдается его самовозгорание [4]. Причиной само
возгорания торфа являются взаимосвязанные био
химические, физические и химические процессы.
По другому сценарию происходит возгорание
торфа от внешнего теплового источника. В боль
шинстве случаев механизм рассматриваемого явле
ния определяется тем, что вначале отдельные горя
чие очаги (электрическая, механическая или те
пловая искра, горящая спичка, тлеющий окурок
и т. д.) попадают на поверхность торфа. В случае
если тепловой источник имеет достаточную энер
гию, может произойти возгорание торфа и заглу
бление очага горения, после чего тушение пожара
становится более проблематичным, а в отдельных
условиях и невозможным.
Обзор литературных источников [5–10] пока
зал, что в научной литературе отсутствуют экспе
15
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
14
Размер файла
232 Кб
Теги
анализа, турбины, циклон, производственной, pdf, основы, паровые, ресурсов
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа