ВЛИЯНИЕ РЕЖИМОВ ЧАСТЫХ ПУСКОВ И ОСТАНОВОВ ЭНЕРГОБЛОКОВ НА НАДЕЖНОСТЬ И ЭКОНОМИЧНОСТЬ РАБОТЫ ОБОРУДОВАНИЯ
Анализ исследований работы энергоблоков в режиме глубоких разгрузок диспетчерского графика электрических нагрузок ГРЭС на ночь, на выходные или праздничные дни показывает, что для эффективного ведения режима работы энергоблоков необходимо часть их останавливать в резерв [11, 16, 25, 26, 30, 81, 83, 94, 154 и др.]. В этих условиях задачи обеспечения надежности и долговечности оборудования при частых пусках и остановах приобретают исключительно важное значение по двум причинам:
большинство энергоблоков уже отработало свой расчетный ресурс, и в этой ситуации важно определить влияние числа пусков на долговечность оборудования и тем самым обеспечить своевременное планирование производства запчастей и замены оборудования;
энергооборудование, которое привлекается для покрытия пиковых нагрузок, спроектировано на работу в стационарном режиме.
Для выявления влияния переменных режимов на надежность, экономичность и эксплуатационные затраты энергоблоков с турбинами К-160-130 ПОАТ ХТЗ (дубль-блок с котлами ПК-38 и моноблок с котлом ТГМ-94) некоторые из них были специально переведены в режим опытной эксплуатации с частыми пусками и остановами [155, 200].
На первом этапе исследований в режиме частых пусков и остановов выполнялись контрольные пуски опытных энергоблоков, контроль и анализ пусков, проводимых эксплуатационным персоналом, разработка предложений по улучшению эксплуатационных режимов пуска; сбор материалов по повреждаемости оборудования энергоблоков, работающих в режиме опытной эксплуатации и в обычном эксплуатационном режиме, определение изменения экономичности энергоблоков, определение влияния частых пусков-остановов на коррозию воздухоподогревателей и газоходов котлов опытных энергоблоков, наблюдение за водным режимом опытных энергоблоков, контроль качества металла опытных энергоблоков по специально разработанной программе.
В процессе анализа работы, проведенной на первом этапе, было установлено, что надежность, экономичность, повреждаемость, водный режим и скорость коррозии воздухоподогревателей и газоходов практически одинаковы для опытных энергоблоков и энергоблоков, находящихся в обычной эксплуатации.
С учетом результатов исследований, полученных на первом этапе, а также с учетом времени работы опытных энергоблоков, которое составляло около 100 тыс. ч, на втором этапе была проведена следующая работа: подбор и анализ материалов по повреждаемости оборудования, периодический контроль эксплуатационных пусков (два-три пуска в год), контроль состояния металла оборудования после завершения второго этапа работы.
На первом этапе опытной эксплуатации число пусков опытных энергоблоков было примерно в 2 раза больше, чем любых других энергоблоков этих ГРЭС. В последующие годы по условиям работы электростанций превышения числа пусков опытных энергоблоков над другими не отмечалось (рис. 5.14 и 5.15)
При анализе пусковых режимов дубль-блока на первом этапе исследования были выявлены неудовлетворительные режимы прогрева арматуры узла встроенных сепараторов, коллекторов пароперегревателя, главного паропровода.
Рис. 5.14. Число пусков дубль-блоков 160 МВт с котлами ПК ЗВ в процессе их эксплуатации
В связи с этим был поставлен вопрос о реконструкции пусковой схемы для приближения ее к типовой схеме дубль-блоков 200 и 300 МВт с прямоточными котлами. После внедрения ряда рекомендаций, в частности после врезки сбросных трубопроводов Dy100 и Dy 50 мм 1 и II ступеней встроенного сепаратора, установки байпаса 50 мм с клапаном и задвижки на выпаре из встроенного сепаратора, стало возможным проводить пуски котла на сепараторном режиме при форсировках топки по топливу, соответствующих указанным в типовых инструкциях для энергоблоков 200 МВт с прямоточными котлами, и выдерживать скорости прогрева толстостенных элементов котла, близкие к рекомендуемым (10— 15° С/мин).
Рис 5.15. Число пусков моноблоков 160 МВт с котлом ТГМ-94 в процессе их эксплуатации (обозначения см. на рис 5.14)
С учетом перспективы дальнейшей эксплуатации всех дубль- блоков ГРЭС при переменном графике нагрузок на втором этапе было рекомендовано дальнейшее усовершенствование пусковой схемы для приближения ее к типовой: установка одного ВС на блок, замена задвижек на регулирующие клапаны на трубопроводе после встроенных сепараторов в перегревательный тракт, а также на сбросных трубопроводах Dy 100 мм после встроенных сепараторов в расширитель (рис. 5.16)
Анализ экспериментальных материалов по пусковым режимам моноблоков показал, что ограничений при пусках из-за температурной неравномерности по периметру барабана (А/ «верх—низ») не имеется, максимальные разности температур не превышают допустимых. Форсировка топки, как правило, низкая. Регулирование тепловыделения в топке в начальный период растопки производилось путем уменьшения количества включенных форсунок, а далее изменением давления мазута. Повышение температуры насыщения в барабане не превышало допустимых значений. Температурный режим потолочного, ширмового и конвективного пароперегревателей во всех пусках оценивался как вполне удовлетворительный.
Было отмечено типичное для большинства пусков дубль-блока превышение скорости прогрева ГПЗ над допустимой.
Рис. 5.16. Схема растопочного узла котла ПК-38 дубль-блока 160 МВт:
а — проектная; б - реконструированная
Как правило, максимальная скорость прогрева ГПЗ наблюдалась в момент начала прогрева участков паропроводов за стопорными клапанами. Существенного снижения скорости прогрева ГПЗ-1 дубль-блока удалось добиться открытием их до начала растопки котла. Был опробован также режим прогрева ГПЗ-2 подключаемого корпуса путем прогрева обратным ходом.
Очевиден вывод о необходимости эффективного прогрева тупиковых отводов от основных трасс паропроводов. Так, на отводах к главным предохранительным клапанам дубль-блока и к предохранительным клапанам промперегрева моноблока выполнены постоянно действующие шунтирующие линии, которые поддерживают эти тупиковые участки в постоянно прогретом состоянии. Отводы к БРОУ-2 на дубль-блоках и отводы к БРОУ-1 и РОУ на моноблоках такими линиями прогрева не снабжены, следствием чего является высокая повреждаемость тройниковых соединений на этих отводах.
В связи с неодновременным подключением каждого из котлов дубль-блока к турбине по вторичному пару прогрев тупиковых участков паропроводов перед отсечными клапанами ЦСД осуществлялся неравномерно. Разворот турбины начинался при разности температур пара перед отсечными клапанами до 100— 150° С при пусках энергоблока из неостывшего состояния против допускаемых инструкцией 50° С. Была предложена и опробована методика предтолчкового прогрева указанных участков со сбросом пара через БРОУ-2 неработающего котла и открытием обоих ППГ-2. Это позволило, практически не увеличивая продолжительности пуска, сократить разность температур перед клапанами до 50° С.
Показатели надежности, экономичности и анализ повреждаемости энергоблоков сравнивались с теми же показателями двух других дубль-блоков и трех моноблоков, установленных на ГРЭС и работающих в обычном эксплуатационном режиме. Оценка надежности проводилась по следующим показателям: общему количеству отказов и источникам возникновения отказов, продолжительности и коэффициентам внеплановых простоев, коэффициентам оперативной готовности, наработке на отказ.
Сравнительный анализ надежности котлов дубль-блоков показал, что их наиболее повреждаемым элементом является нижняя радиационная часть, а моноблоков конвективный пароперегреватель. Следующим по количеству повреждений для дубль- блоков является промежуточный пароперегреватель, для моноблоков — испарительные поверхности (топочные краны). Анализ распределения отказов по источникам их возникновения показывает, что наибольшее число отказов котлов дубль- и моноблоков возникает из-за недостатков конструкции, дефектов заводской и монтажной сварки, а также эксплуатационных режимов.
Абсолютное количество повреждений котлов рассматриваемых энергоблоков и энергоблоков, находящихся в обычной эксплуатации, одинаковое.
Количество вынужденных остановов турбин дубль- и моноблоков практически одинаковое и зависит от качества ремонта и уровня организации эксплуатации. Подтверждают это и причины вынужденных остановов, основными из которых являются неплотности трубной системы конденсатора, повышение уровня в ПВД, повреждения подшипников турбины и генератора.
Анализ материалов по изменению экономичности котлов дубль-блоков показал, что максимальная разность потерь с уходящими газами и удельных расходов на тягу и дутье между измеренными значениями для котлов исследуемых энергоблоков и энергоблоков, находящихся в обычной эксплуатации, составляет +0,17%, что находится на уровне точности определения. Снижение экономичности опытного моноблока соизмеримо со снижением экономичности энергоблоков, находящихся в обычной эксплуатации, и составляет примерно 1,2%. Вызвано оно повышением температуры уходящих газов в результате накопления золовых отложений на конвективных поверхностях и увеличением присосов по газовому тракту котлов. Изменение экономичности турбоагрегатов для дубль-блоков составляет примерно 2,2%, а для моноблоков 1%.
Анализ состояния водно-химического режима проводился на дубль-блоке. Максимальное количество отложений на внутренних поверхностях котлов энергоблока не превышало допустимых значений. При сравнении прироста отложений на поверхностях нагрева энергоблоков, находящихся в обычной эксплуатации, и исследуемых энергоблоков не наблюдалось существенного различия в динамике роста отложений. На первом этапе опытной эксплуатации наблюдался заметный занос ЧВД и ЧСД проточной части турбины дубль-блока. Общее количество отложений с учетом неполноты снятия не превышало 1 кг Отложения не вызывали ограничения мощности. Увеличение заноса проточной части турбины можно объяснить интенсификацией вымывания и миграцией отложений по тракту энергоблока.
Водный режим энергоблока на последующем этапе эксплуатации характеризуется более постоянными показателями по содержанию продуктов коррозии в питательной воде. Было отмечено повышенное количество отложений на поверхности нагрева на одном из котлов дубль-блока 160 МВт до 410 г/м2, что превышает установленные для таких котлов нормы — 300 г/м2 В то же время на втором котле исследуемых энергоблоков количество отложений не превышало 130 г/м2. Значительная разница загрязненности поверхностей нагрева этих котлов объясняется не режимом эксплуатации, а качеством проведенной в период капитального ремонта эксплуатационной кислотной промывки, при которой промывочный раствор неравномерно поступал по всем трубам панелей. Такое предположение подтверждается наличием незначительных отложений на тех же поверхностях нагрева, но на других трубах, вырезанных в качестве образцов в этот же капитальный ремонт. Общий занос проточной части турбины низок и соизмерим с заносом предыдущих лет, — до перевода энергоблоков в режим работы с частыми пусками и остановами.
Особое внимание уделялось анализу повреждаемости элементов энергооборудования литых деталей трубопроводов, арматуры, корпусов ЦВД и ЦСД, роторов ВД и СД, корпусов стопорных и регулирующих клапанов высокого и среднего давлений, барабана котла. Анализ результатов контроля показал, что четкой взаимосвязи между числом пусков-остановов и повреждаемостью металла литых деталей и барабана нет [155]. При статистическом анализе повреждений за весь период эксплуатации энергоблоков (1976—1987 гг.) установлено, что ГРЭС должна планировать ежегодно 30% ресурсов на ремонт арматуры и литых деталей паро- и трубопроводов для исследуемых энергоблоков и энергоблоков, находящихся в обычной эксплуатации, а на замену—не менее 10% общего числа деталей, проверяемых в период капитальных ремонтов.
К наиболее потенциально аварийным узлам относятся арматура БРОУ-1, БРОУ-2, тройники в пределах котлов в схемах свежего пара, горячего и холодного промперегрева, все детали, которые расположены вблизи мест ввода различных впрыскивающих устройств. Места повреждений литых деталей в подавляющем большинстве случаев сосредоточены на внутренних поверхностях, в наиболее низко расположенных местах, а также внутри и снаружи в местах радиусных переходов и других концентраторов напряжений. Самым распространенным видом повреждений являются трещины. В местах концентрации напряжений они в основном располагаются по линиям наибольших действующих напряжений от внутреннего давления. На нижних поверхностях внутренних полостей растрескивание носит характер сплошного усталостного и коррозионно-усталостного поражения. Причинами таких повреждений, πο-видимому, являются:
быстрое охлаждение внутренних поверхностей — тепловые удары из-за попадания влаги, что приводит к появлению трещин, ориентированных, в первую очередь, по линиям концентраторов напряжений, а при резком охлаждении — к сплошному растрескиванию на внутренних поверхностях;
быстрый прогрев при пусках, вызывающий возникновение градиента температур по толщине стенки с появлением трещин на наружной поверхности в местах радиусных переходов, а также в любых других местах наружной поверхности, где по толщине стенки имеются различные дефекты литья — рыхлоты, раковины, пористость и др., повышенная толщина стенок литых элементов и меньший ресурс сопротивляемости действию временных напряжений, способствующие более быстрому появлению и развитию таких повреждений в арматуре и других литых деталях по сравнению с трубопроводами.
В немалой степени долговечность основных элементов пароводяного тракта зависит от совершенства применяемой технологии пусков-остановов. Необходимо строго соблюдать ПТЭ и эксплуатационные положения технологии пусков-остановов, постоянно ее совершенствуя с учетом новых теоретических разработок и экспериментальных данных.
Все изменения, происшедшие в металле энергоооборудования за период работы опытных энергоблоков в режиме частых пусков и остановов, характерны и для металла энергооборудования, работающего в обычном эксплуатационном режиме.
В микроструктуре металла существенных изменений не произошло. Содержание легирующих элементов в карбидной фазе изменилось незначительно. Лабораторными исследованиями установлено, что свойства металла практически не изменились. Сварные соединения камер пароперегревателей, паропроводов и соединения типа литья с трубой находятся в удовлетворительном состоянии. Сравнив полученные результаты с данными предыдущих проверок (по дефектограммам), установили, что развития дефектов, выявленных ранее в сварных соединениях, не наблюдалось.
По результатам проведения магнитопорошковой дефектоскопии, металлографического анализа и измерения твердости установлено, что роторы ЦВД и ЦСД турбин, включая осевые каналы, находятся в удовлетворительном состоянии. Состояния внутренних поверхностей нагрева котлов и проточной части турбины опытного энергоблока практически не отличаются от состояния поверхностей блоков, работающих в обычном эксплуатационном режиме. Механические свойства металла практически не изменялись и находились в пределах требований технических условий на поставку. Изменений в структуре металла не произошло. Содержание легирующих элементов в карбидной фазе изменилось незначительно. Исходя из того, что энергоблоки 160 МВт все чаще привлекаются для покрытия неравномерностей графиков электрической нагрузки энергосистем и что они отработали свой ресурс, в процессе дальнейшей эксплуатации необходимо соблюдать оптимальные температурные режимы работы металла энергооборудования и осуществлять проверку и исследование состояния металла проводить в капитальные и текущие ремонты в объеме, предусмотренном действующими инструкциями и другими директивными материалами, обратив особое внимание на состояние литых деталей и арматуры, дополнительного (внеочередного) контроля и исследования металла не требуется.
На основании вышеизложенного можно заключить, что надежность и экономичность котлов, турбин, энергоблоков в целом, специально переведенных в режим работы с частыми пусками и остановами, такие же, как и при обычной эксплуатации. Связь между числом пусков и повреждаемостью элементов энергоободования не обнаружена. В то же время число пусков-остановов, накопленных на исследуемых энергоблоках, с точки зрения малоцикловой усталости металла еще не дает достаточной информации для прогнозирования надежности работы оборудования в рассматриваемом режиме эксплуатации, что требует дальнейшего исследования энергоблоков с обеспечением на них не менее 120 пусков в год и с доведением общего их числа до 1200—1500 [155]. Это позволит решить следующие основные проблемы: определение предельного числа пусков, исходя из долговечности оборудования в пределах расчетного и сверхкритического срока службы; определение влияния частоты пусков на надежность энергооборудования; своевременное планирование производства запасных частей наиболее изнашиваемых деталей и узлов энергооборудования; предотвращение аварийных разрушений остального парка оборудования энергоблоков.
