Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Современное состояние вопроса 7
1.1. Обзор литературы 7
1.2. Анализ технического состояния ответственных элементов тепловых энергетических установок в системе Мосэнерго 49
1.3. Постановка целей и задач исследований 60
Глава 2. Разработка метода восстановления работоспособности паропроводов 61
2.1. Разработка необходимого технологического оборудования 61
2.2. Исследование эффективности восстановительной термообработки 66
2.3. Выводы по главе 75
Глава 3. Разработка метода восстановления работоспособности систем защиты и регулирования паротурбинных установок 77
3.1. Система защиты 77
3.2. Система регулирования 87
3.3. Выводы по главе 92
Глава 4. Повышение работоспособности фланцевых соединений корпусов цилиндров паротурбинных установок 94
4.1. Анализ преимуществ и недостатков существующих систем обогрева фланцев и шпилек цилиндров 94
4.2. Разработка упрощенных высокоэффективных систем обогрева, их конструкции, технологии, ремонта и монтажа 97
4.3. Сравнительные исследования различных систем обогрева 100
4.3.1. При пусковых режимах 100
4.3.2. При режимах ускоренного расхолаживания 101
4.4. Исследование влияния конструктивных особенностей упрощенных систем обогрева на надежность работы паротурбинных установок 106
4.5. Выводы по главе 115
Глава 5. Разработка и исследование эффективных методов восстановления рабочих лопаток паротурбинных установок 118
5.1. Особенности повреждаемости рабочих лопаток 118
5.2. Исследование метода восстановления работоспособности рабочих лопаток путем нанесения высокохромистой наплавки 119
5.3. Исследование метода восстановления работоспособности рабочих лопаток комбинированным способом сварки и наплавки 131
5.4. Выводы по главе 149
Глава 6. Разработка и исследование эффективности метода восстановления работоспособности питательных насосов 151
6.1. Особенности повреждаемости питательных насосов 151
6.2. Разработка основных принципов восстановления работоспособности питательных насосов 152
6.3. Новая конструкция внутреннего патрона питательного насоса 152
6.4. Методика обеспечения надежности корпусов питательных насосов 155
6.5. Результаты по восстановлению работоспособности питательных насосов 165
Заключение 170
Список использованной литературы 172
Приложения 186
- Анализ технического состояния ответственных элементов тепловых энергетических установок в системе Мосэнерго
- Исследование эффективности восстановительной термообработки
- Система регулирования
- Разработка упрощенных высокоэффективных систем обогрева, их конструкции, технологии, ремонта и монтажа
Введение к работе
Основные изменения структуры генерирующих мощностей в энергетике России за последние десятилетия осуществлялись за счет строительства и ввода в эксплуатацию высокоэкономичных, но маломаневренных крупных тепловых и атомных электростанций с турбоагрегатами мощностью 200, 300, 500, 800 и 1200 Мвт на ТЭС и 500, 1000 Мвт на АЭС. Развитие необходимых генерирующих мощностей специального пикового и полупикового назначения (ТЭС, ГАЭС, ГТУ и др.) хотя и предусматривалось, но в недостаточном объеме. Это вынуждало привлекать к регулированию графиков электрических нагрузок неприспособленное оборудование, что приводило к его ускоренному износу.
Происходящие в настоящее время в народном хозяйстве России структурные изменения, переход на рыночные отношения, спад производства, разрыв экономических связей между странами СНГ и другие негативные процессы ставят под сомнение выполнение ранее намеченных планов ввода в эксплуатацию нового энергетического оборудования, в том числе пикового и полупикового. В этих условиях очевидно, что энерго- и теплоснабжение России, а также регулирование суточного и недельного графиков электрической нагрузки будут осуществляться в основном и в ближайшей перспективе только за счет существующего оборудования, в значительной степени уже выработавшего свой расчетный ресурс.
Таким образом, сама практика эксплуатации энергоустановок выдвинула проблему разработки современных методов восстановления работоспособности ответственных элементов энергоустановок, что в свою очередь требует решения ряда научно-технических задач.
При сложившейся ситуации в энергетике России разработка, исследование и внедрение новых методов восстановления работоспособности ответственных элементов энергоустановок, научное обоснование и экспериментальная проверка новых технологических решений, связанных с обеспечением необходимых в современных условиях маневренности, надежности и экономичности существующего теплоэнергетического оборудования ТЭС и ТЭЦ, повышение долговечности уже отработавшего на ряде электростанций нормативный срок оборудования являются важной народно-хозяйственной проблемой.
Исследования в этом направлении, результаты которых рассматриваются в диссертационной работе, были ориентированы на выявление путей восстановления и повышения работоспособности существующего оборудования в переменных и стационарных режимах эксплуатации и внедрение разработанных рекомендаций в практику работы ТЭС.
Целью работы являлись разработка, исследование и внедрение современных эффективных методов восстановления работоспособности ответственных элементов энергоустановок.
Для выполнения намеченной цели и задач исследований были изучены результаты ранее проведенных работ научно-исследовательских и наладочных организаций, а также опыт эксплуатации и ремонта ответственных узлов энергоустановок различной мощности и назначения. Обзор этих работ выполнен в главе 1.
В этой же главе выполнен анализ технического состояния оборудования, установленного в системе Мосэнерго, с целью выявления наиболее часто повреждаемых элементов.
На основе изучения опубликованной литературы и анализа технического состояния тепломеханического оборудования были определены цели и задачи последующих исследований.
Во второй главе рассмотрены результаты разработки оборудования и метода восстановления работоспособности элементов высокотемпературных трубопроводов, данные по его практическому применению на трубопроводах различных диаметров, приведены выводы по главе..
В третьей главе рассмотрены основные мероприятия по повышению работоспособности элементов системы регулирования и защиты турбинных установок, изложены выводы по главе.
В четвертой главе изложены результаты исследования различных систем обогрева фланцевых соединений цилиндров высокого давления, их влияния на работоспособность цилиндров, а также представлены пути повышения ресурса цилиндров паровых турбин, приведены выводы по главе.
В пятой главе представлены метод восстановления рабочих лопаток последних ступеней турбинных установок, результаты исследования структуры металла после выполнения восстановительной обработки лопаток, изложены выводы по главе.
В шестой главе рассмотрены пути восстановления работоспособности питательных насосов мощных энергоблоков, результаты исследований эффективности предложенной технологии реконструкции питательных турбонасосов крупных паротурбинных установок, изложены выводы по главе.
В заключении работы изложены основные выводы по всей работе, приведен список использованной литературы.
Диссертационная работа выполнялась в ОАО "Мосэнерго" под научным руководством директора Учебно-научно-производственного Центра (УНПЦ) Московского энергетического института (технического университета), доктора технических наук В.В. Куличихина.
Анализ технического состояния ответственных элементов тепловых энергетических установок в системе Мосэнерго
В системе Мосэнерго оценка и прогнозирование технического состояния основного и вспомогательного оборудования (или его элементов) с целью выработки стратегии сохранения его работоспособности проводятся на 121 энергетическом котле, 105 турбинах высокого давления и их паропроводах. Следует отметить, что на электростанциях Мосэнерго эксплуатируются 25 котлов, 15 турбин и 34 паропроводов, имеющих наработку более 200 тысяч часов.
В настоящем разделе диссертации кратко рассматриваются основные результаты технического диагностирования ответственных элементов основного и вспомогательного оборудования, в том числе главных паропроводов и паропроводов поперечных связей (трансферов), гибов необогреваемых труб, котельных барабанов, поверхностей нагрева котлов, литых деталей, роторов и рабочих лопаток паровых турбин, сосудов, отработавших более 20 лет, водогрейных котлов, отработавших более 16 лет/138/.
Всего на электростанциях Мосэнерго контроль остаточной деформации коллекторов, паропроводов и пароперепускных труб проводится на 21300 поясах бобышек. Контроль остаточной деформации, как основная диагностическая процедура, проводился в истекшем году на 13 электростанциях. При этом на пяти электростанциях труб с остаточной деформацией, превышающей половину допустимой, выявлено не было. Остаточная деформация выше половины допустимой была обнаружена за период 1995-1998 гг. на 341 поясе бобышек, из них 119 точек с повышенной остаточной деформацией выявлено в 1998 г. Следует отметить, что 71 точка с повышенной деформацией зафиксированы на трубах, срок службы которых равен или превышает допустимый.
Максимальная остаточная деформация, равная 0,9 допустимой, была зафиксирована на 10 поясах бобышек.
Скорость ползучести, превышающая предельно-допустимую (V= 1.10"" %/ч), выявлена по 37 поясам бобышек. При стабилизации этой скорости недопустимая остаточная деформация может быть достигнута уже через 7000-10000 часов эксплуатации.
В текущем году ожидается достижение предельно-допустимой деформации по 24 поясам бобышек. По элементам паропроводов, где наиболее велики величины остаточной деформации и скорости ползучести, запланировано проведение оценки структурной микроповреждаемости методом реплик во время ближайших капитальных ремонтов.
По действующей инструкции периодичность контроля и диагностики зависит от паркового ресурса, который является прямой функцией отношения диаметра трубы к толщине стенки, и чем выше это отношение, тем ниже парковый ресурс. По дополнению к инструкции парковый ресурс резко снижен и в настоящее время в системе Мосэнерго имеются 109 паропроповодов разной протяженности, имеющих наработку, близкую или превышающую парковый ресурс.
По достижении паркового ресурса необходимо определить индивидуальный ресурс, что достигается техническим диагностированием, включающим поверочный расчет, анализ температурных условий при эксплуатации, анализ остаточной деформации, контроль микроповреждаемости гибов и неразрушающий контроль гибов и сварных соединений. При этом особое значение приобретает выбор наиболее представительного (или худшего) гиба для контроля микроповреждаемости по результатам анализа геометрии гиба и напряженного состояния гиба как части пространственной конструкции паропроводов.
Возможность дальнейшей эксплуатации и остаточный ресурс определяются по результатам анализа условий эксплуатации, поверочного прочностного расчета и оценки микроповрежденности.
Исследование микроповрежденности металла паропроводных труб и коллекторов методом реплик проводилось совместно ЦРМЗ Мосэнерго и ВТИ на 18 элементах трубопроводов и 7 коллекторах.
Наиболее высокая степень микроповрежденности была выявлена на пяти паропроводах ТЭЦ-17, ТЭЦ-20 и ТЭЦ-21. На основании проведенного исследования эти паропроводы допущены во временную эксплуатацию на срок 15-25 тыс. часов с момента обследования, после чего рекомендовано повторное обследование. Десять паропроводов рекомендовано допустить в дальнейшую эксплуатацию на сроки от 30 до 70 тыс. часов.
Следует отметить, что определенную сложность в работе по определению индивидуального ресурса и продлению срока службы вносит то, что отдельные участки паропроводов смонтированы из труб разных типоразмеров с разным парковым ресурсом. Например, паропровод из стали 12Х1МФ с давлением 140 атм. и температурой пара 560"С при типоразмере о 273 х 32 мм имеет парковый ресурс 100/80 тыс часов, при этом байпасы на этих трубопроводах изготовлены из трубы типоразмером о 133 х 17 мм, имеющей парковый ресурс 160/110 тыс. часов.
При удовлетворительных результатах диагностики ресурс обычно продлевается на 50000 часов с назначением времени следующего диагностирования. При обнаружении существенных изменений в структуре и свойствах, а также при наличии структурной поврежденное и снижении коэффициента запаса прочности эффективным средством продления срока службы является восстановительная термическая обработка (ВТО), которая проводится в системе Мосэнерго с 1991 г. Например, в 1998 г. ВТО проводилась на главном паропроводе котла № 14 ТЭЦ-8. Анализ состояния металла показал, что после ВТО произошла регенерация микроструктуры до сдаточной по шкале ТУ 14-3-460-75 и залечивание микродефектов. Паропровод допущен во временную эксплуатацию на 18 месяцев, в ходе которых будут проведены дальнейшие исследования. ВТО были также подвергнуты 4 гиба 0 273 мм паропровода котла ТЭЦ-20. Термообработка проводилась на площадке ЦРМЗ в печи с подвижным подом (см. главу 2). По результатам обследования после ВТО гибы были признаны годными и допущены в эксплуатацию на срок 80000 часов.
Учет и анализ повреждений гибов из стали 20 и стали 12Х1МФ ведется с 1972 г., при этом из стали 20 было повреждено 32 гиба, а из стали 12Х1МФ - 19 гибов. В 1998 г., в частности, разрушился гиб перепускной трубы из пароохладителя в промежуточный коллектор КПП котла № 5 ТЭЦ-9. Труба разрушилась вследствие ускоренной ползучести из-за грубейшего нарушения требований инструкций и использования стали 20 вместо стали 12Х1МФ.
Существующая система диагностики поверхностей нагрева основана на оценке соответствия состояния металла проектным и эксплуатационным параметрам. Анализ статистики повреждений котлов показал, что проводимые вырезки, как правило, не отражают состояние узла в целом и не являются представительными. Для проведения представительных вырезок в последние годы в системе Мосэнерго успешно применяется магнитный метод (оценка остаточной намагниченности). Вырезки, отобранные по результатам магнитного анализа, затем исследуются в лаборатории с применением традиционных методов исследований.
Исследование эффективности восстановительной термообработки
Снижение служебных характеристик металла паропроводных труб, работающих в условиях ползучести, связано с изменением структуры металла и накоплением микроповрежденности. Скорость протекания указанных процессов определяется в основном величиной фактических напряжений и температурой эксплуатации. Для определения длительности безопасной работы была разработана методика расчета паркового ресурса трубопроводов, работающих в условиях ползучести, что отражено в приложении к РД 34.17421-92. Анализ статистических данных по длительности эксплуатации энергооборудования (см. главу 2) показал, что большое количество паропроводов уже отработало парковый ресурс и должны быть заменены в ближайшие 3-5 лет. Замена паропроводов в целом или отдельных гибов связана с большими материальными затратами, а в ряде случаев и невозможна из - за перехода в восьмидесятые годы заводов на новый сортамент с целью увеличения расчетного ресурса паропроводов со 100 до 200 тыс.ч.
Для выхода из сложившейся ситуации рядом организаций был проведен комплекс научно-исследовательских работ по разработке режимов термической обработки длительно работавшего металла, которые обеспечивали регенерацию служебных характеристик перлитных марок сталей 12Х1МФ и 15Х1МФ до исходного состояния. Полученные результаты легли в основу "Временной инструкции по восстановительной термической обработке (ВТО) прямых труб и их сварных соединений" и на ее основе была проведена ВТО промышленных паропроводов на ряде энергообъектов.
Однако это не означает, что проблемы внедрения ВТО и регенерации служебных характеристик решены в полной объеме.
Экспериментальное опробование различных технологических схем нагрева паропроводных труб выявило ряд конкретных недостатков как самого термического оборудования, так и предложенных первоначально режимов ВТО, что определило необходимость проведения дополнительных исследований в обоих направлениях.
Повышение служебных характеристик сталей и сплавов после ВТО связано с перекристаллизацией структуры, растворением карбидных частиц, образовавшихся при ползучести, формированием границ новых зерен, свободных от микродефектов, и залечиванием микропор. Регенерация структуры после восстановительной термической обработки возможна на любой стадии ползучести, тогда как степень залечивания микродефектов во многом зависит от того, на какой стадии ползучести металл был подвергнут ВТО. Исследования показали, что восстановление жаропрочных свойств возможно при накопленной поврежденное не более 60-70% от предельной (соответствующей разрушению), при этом ВТО приводит к повышению жаропрочности. В то же время проведение ВТО при исчерпании 80-90% невозможно в связи с тем, что крупные скопления пор и микротрещин не залечиваются при ВТО. Учитывая, что большинство промышленных паропроводов, на которых была проведена ВТО, отработали свой парковый ресурс и в металле растянутой зоны гибов присутствовали поры, видимые при металлографическом исследовании, в каждом отдельном случае решение о необходимости ВТО приводится с оценкой реальной поврежденное.
Для уточнения режима ВТО необходимо оценить по результатам регламентного контроля состояние металла и провести пробную термическую обработку гиба, чтобы удостовериться, что выбранный режим обеспечивает сдаточную микроструктуру, а механические свойства удовлетворяют требованиям, предъявляемым к стали в состоянии поставки.
Способ нагрева металла во многом определяет весь технологический процесс термообработки. В ряде случаев применяется индукционный нагрев, при котором ВТО проводится непосредственно на паропроводах тепловых энергетических установок без их демонтажа. В настоящее время разработаны две принципиально различные системы индукторов: 1-ый - подвижный, обеспечивающий единовременный нагрев участка металла длиной до 350 мм, и П-ой - неподвижный, который может нагревать трубу длиной до 6 м. Однако, если при применении подвижного индуктора скорость охлаждения более 3-5 /мин обеспечивается естественным путем, то при неподвижном индукторе необходимо применять принудительное охлаждение сжатым воздухом.
Оба эти способа индукционного нагрева не свободны от целого ряда недостатков. При I-ом способе нагрева осуществляется ручное перемещение индуктора "шаг за шагом". При этом поле каждого последующего нагрева перекрывает предыдущее и, таким образом, создается краевой эффект - двойного нагрева некоторых зон и недогрева крайних участков (нагрева в межкритическом интервале). Как следствие, возможно формирование полос разной структуры типа "зебры".
Одним из крупных недостатков этого метода является также отсутствие возможности надежного контроля проведенной ВТО и гарантий добросовестного исполнения, свободного от перечисленных недостатков.
Кроме того, необходимая скорость охлаждения более 5о/мин достигается естественным путем и при больших толщинах возможно формирование разных структур на наружной и внутренней поверхностях труб.
При П-ом способе нагрева (индукционном нагреве большого участка трубы до 6 м) затруднительным является быстрое освобождение трубы от индуктора и обеспечение ускоренного охлаждения. Этот способ также не свободен от недостатков 1-го способа, изложенных выше.
Кроме того, отдельной проблемой является ВТО сварных соединений. Если для сварных соединений из стали 12Х1МФ доказана возможность восстановления структуры при ВТО, то для сварных соединений труб из стали 15Х1М1Ф термообработка не приводит к регенерации
Система регулирования
Датчик частоты вращения ротора системы регулирования (АСР) турбины Т-250/300-240 ОАО ТМЗ выполнен в виде безрасходного насоса (импеллера). Питание всаса импеллера осуществляется из системы смазки через дроссельную шайбу. Часть масла, поступающего во всасывающий патрубок проходит к рабочему колесу, выполненному в виде радиальных сверлений, другая часть - через короткий патрубок в бачок, расположенный над крышкой импеллера. Из бачка через другую шайбу масло сливается в картер переднего подшипника. С помощью подбора диаметра шайбы на входе во всасывающий патрубок при номинальной частоте вращения ротора турбины на всасе устанавливается давление 0,02-0,03 МПа. Уплотнения вала импеллера выполнены по типу плавающих колец с баббитовой заливкой /119/.
В процессе длительной эксплуатации могут происходить нарушения режима работ импеллера /107, 120/ из-за увеличения зазоров в концевых уплотнениях, неисправностей работы сливных клапанов системы смазки и др. Так, при пуске одной турбины из монтажа из-за ошибочной установки питающей шайбы малого диаметра давление во всасывающем патрубке импеллера было близко к нулю и система регулирования не поддерживала номинальную частоту вращения холостого хода. Наблюдались самопроизвольные изменения частоты вращения до срабатывания автоматов безопасности. После увеличения диаметра шайбы восстановились давление на всасе и соответственно работа АСР. Во время ремонтов на отдельных турбинах отмечалось увеличение зазоров в уплотнениях вала импеллера. Как правило, давление на всасе импеллеров этих турбин было пониженным.
С целью выяснения предельно допустимого снижения уровня давления на всасе настендах регулирования были проведены специальные исследования импеллера одной изтурбин типа Т-250/300-240 /129/. Методика испытаний аналогична изложенной в /121/.
На рис. 3.5, 3.6, 3.7 представлены результаты исследований. В качестве аварийного режима импеллера был принят такой, когда нулевое давление на всасе достигалось при частоте вращения ротора, равной 3600 мин"1. В указанных опытах на частоте вращения 3000 мин 1 устанавливалось давление 0,02 МПа при постоянной заводской шайбе на сливе из бачка. На этой частоте вращения либо прикрытием задвижки перед питающей шайбой (горизонтальные прямые на уровне 3600), либо открытием задвижки на напоре (наклонные прямые на уровне 3600) давление на всасе доводилось до нуля. Оставляя положение задвижек без изменения, частоту вращения снижали до 3000 мин"1 (на рис. 3.5, 3.6, 3.7 показано стрелками). Изменение напора в точках Б1 и Б2 относительно точки А во всех трех случаях невелико, а снижение давления на всасе значительно - не менее 0,01 МПа. Характерно, что вне зависимости от того, как получено снижение давления до нуля при 3600 мин", на частоте вращения 3000 мин"1 давление на всасе не выше 0,01 МПа. Таким образом, если при 3000 мин"1 было установлено давление 0,02 МПа, снижение его до 0,01 МПа свидетельствует об аварийной неисправности импеллера вне зависимости от того, где произошла неисправность, на всасе или на напоре.
Эти же исследования позволили выявить и оптимальные зазоры в уплотнениях импеллера. По рис. 3.5 при повышении частоты вращения с 3000 до 3600 мин" давление на всасе остается неизменным, на рис. 3.6 - несколько возрастает, а на рис. 3.7 значительно уменьшается. При снижении частоты вращения импеллера из режима с нулевым давлением на всасе при зазорах в уплотнениях 0,3 мм достигается наибольшее снижение давления на всасе при 3000 мин-1 (рис. 3.6) по сравнению со средними уровнями давлений (Б1 и Б2) на рис. 3.5 и 3.7. Указанные обстоятельства позволяют сделать вывод о том, что зазоры в уплотнениях, равные примерно 0,3 мм, наиболее предпочтительны, а зазоры 0,6 мм - близки к предельным. При ревизиях двух импеллеров, имевших уменьшение давления на всасе ниже 0,01 МПа, в концевых уплотнениях выявлены зазоры до 0,7 мм, что согласуется с результатами проведенных исследований.
На основании проведенных в главе 3 исследований можно сделать следующие основные выводы:- в условиях применяемых заводами допусков тщательная выбраковка пружин пожесткости, а бойков по массе улучшает взаимозаменяемость АБ одной серии.- настройка по верхнему пределу срабатывания повышает абсолютное перестановочное усилие.- испытания АБ без разгона следует выполнять на турбинах, отключенных от сети, с предварительной проверкой работы защиты закрытием стопорного клапана от воздействия на кнопку выключения. В случае выявления любой неисправности системы защиты от разгона (в том числе и АБ) как во время испытаний, так и в эксплуатации, турбину следует остановить для выяснения и устранения дефектов.- для вновь проектируемых АБ предпочтительнее конструкция с низкой критической частотой вращения и низкой частотой вращения ротора при обратной посадке.- снижение давления на всасе импеллера до 0,01 МПа следует считать аварийным и требующим принятия неотложных мер для устранения причин, его вызвавших.
Разработка упрощенных высокоэффективных систем обогрева, их конструкции, технологии, ремонта и монтажа
Анализ результатов исследований различных систем обогрева фланцевых соединений, применяемых отечественными изготовителями и зарубежными фирмами,, с изучением температурных полей во фланцевых соединениях, изменений радиальных и осевых зазоров в проточной части при их работе, а также выполненный выше анализ недостатков применяемых систем позволили сформулировать основные пути повышения эффективности и надежности работы эффективных систем обогрева фланцев и шпилек:- целесообразность использования в системах обогрева "собственного" пара турбоагрегата,- отказ от применения коллекторов, коробов обогрева фланцев, мнгочисленнойрегулирующей, запорной и предохранительной арматуры,- одновременный прогрев фланцев и шпилек паром, подаваемым в углубленную обнизку, подача этого пара в зоне паровпуска, а сброс его из обнизки в зоне первых и последних шпилек,- отказ от использования дренажных линий, изоляция трубопроводов системы обогрева совместно с цилиндром /130/.
В разработанной на основе указанных принципов системе обогрева фланцевого соединения в качестве греющей среды используется пар из камеры регулирующей ступени, который подводится в углубленную обнизку (в крышке) горизонтального разъема цилиндра через короткие трубопроводы, заизолированные совместно с корпусом, что позволило исключить охлаждение пара до его поступления в систему обогрева. В ней увеличена зона обогрева фланцевого соединения до 13-14 шпильки вместо 10, как в штатной, что позволило компенсировать осевое удлинение ротора в зоне последних ступеней цилиндра соответствующим расширением фланцев при пусковых режимах турбины. В данной системе обогрева вследствие отказа от использования коробов на наружной поверхности фланцев удалось снять ограничения на давление греющего пара в системе обогрева, что позволило интенсифицировать процесс прогрева фланцевого соединения цилиндра и устранить наблюдавшееся при работе штатной системы обогрева значительное рассогласование прогрева ротора и цилиндра.
Вариант конструктивного исполнения упрощенной системы обогрева, разработанной и реализованной при участии автора, представлен на рис. 4.1 для турбины мощностью 50 МВт. Для монтажа этой системы в условиях ремонтного предприятия был выполнен следующий объем работ:- увеличена глубина существующей обнизки корпуса ЦВД до 10 мм в зоне 2-13 шпилек засчет выборки металла в крышке корпуса ЦВД, зона выборки металла очерчена на рис. 4.1 -вверху (вид на горизонтальный разъем корпуса ЦВД),- выполнено два отверстия диаметром 48 мм в верхней части крышки в зоне камеры регулирующей ступени (рис. 4.1, сечение А-А, узел 1), эти отверстия используются для отбора пара из камеры регулирующей ступени в систему обогрева,- выполнено два отверстия диаметром 48 мм в верхнем фланце с каждой стороны корпуса ЦВД в зоне между 7 и 8 шпильками (рис. 4.1, сечение А-А, узел 11), они используются для подачи греющего пара в обнизку ЦВД,- смонтированы трубопроводы подачи греющего пара диаметром 50 мм в обнизку, они размещались на крышке ЦВД и затем изолировались вместе с корпусом ЦВД при сборке турбины после капитального ремонта.
Для отвода греющего пара из обнизки использовались существующие отверстия в нижнем фланце ЦВД штатной системы обогрева между 2 и 3 и между 12 и 13 шпильками (рис. 4.1, сечение Б-Б), для увеличения расхода греющего пара через обнизку были увеличены диаметры отводящих трубопроводов с 20 до 32 мм.
В ходе сравнительных исследований штатной и упрощенной систем обогрева было В ходе сравнительных исследований штатной и упрощенной систем обогрева было установлено, что эффективность упрощенной системы существенно превышает эффективность штатной системы, при этом одновременно обеспечивается повышение надежности фланцевого соединения, сокращение продолжительности и объема ремонтных работ. Некоторые результаты сравнительных исследований двух указанных систем приведены нарис. 4.2 и4.3.
Из рис. 4.2 а следует, что при пуске турбины мощностью 100 МВт со штатной системой обогрева возникали значительные отрицательные разности температур по ширине фланцев, до 70-80С на начальном этапе пуска.
В то же время исследования показали, что при пусках использование упрощенной системы обогрева с подачей греющего пара в углубленную обнизку ЦВД из камеры регулирующей ступени позволило практически исключить режим знакопеременного нагружения фланцевого соединения. В большинстве поперечных сечений по длине корпуса отрицательных разностей не возникало (по толщине фланцев), а положительные разности температур (внутренняя поверхность горячее наружной) в проведенных пусках не превышала 40-45С, что соответствует требованиям инструкций.
В проведенных исследованиях выполнялось сравнение условий работы указанных систем обогрева цилиндров не только в режимах пуска, но и в режимах ускоренного расхолаживания турбины низкопотенциальным паром путем подмешивания его к свежему, подводимому к турбине. Ранее была показана необходимость подачи охлаждающего пара в систему обогрева фланцев и шпилек в режиме ускоренного расхолаживания. Это позволяет уменьшить
Графики ускоренного расхолаживания турбины мощностью 100 МВт низкопотенциальным паром с различными системами обогрева ЦВД:а) со штатной системой; б) с упрощенной системой; tT - температура металла трубопровода подачи пара в штатную систему обогрева на расстоянии 50 мм от наружной поверхности фланца; Ц, - температура наружней поверхности фланца в зоне паровпуска; Ліф разность температур внутренней н наружной поверхности фланца в зоне паров пуска (остальные обозначения см. на рис. 4.2.) относительное укорочение ротора высокого давления и ускорить темп остывания металлоемких фланцев, что, в свою очередь, способствует сокращению длительности расхолаживания. На испытуемой турбине для охлаждения фланцев корпуса при помощи штатной системы обогрева использовался тот же пар переменной температуры, который в процессе расхолаживания подавался в турбину.
В ходе исследований было установлено, что при использовании штатной системы обогрева в режиме ускоренного расхолаживания отмечается резкое охлаждение наружной поверхности фланцев и увеличение разностей температур по толщине их (рис. 4.3 а). Это объясняется тем, что в штатной системе обогрева возможны дренирование и прогрев подводящих трубопроводов системы только от паропровода свежего пара до коллекторов подачи пара на обогрев фланцев и шпилек, а возможность прогрева от коллекторов до коробов на фланцах корпуса полностью исключена. Поэтому начальный период включения в работу штатной системы в режиме ускоренного расхолаживания сопровождается выбросом скапливающихся в непрогретых трубопроводах конденсата на горячие наружные поверхности фланцев. Это подтверждается измерениями температур металла трубопроводов подачи пара в штатную систему обогрева, а также температур поверхности фланцев в указанном режиме (рис. 4.3 а). Так, температура наружной поверхности трубопровода подачи пара в штатную систему в одном из опытов резко уменьшилась примерно до 127С в момент ее включения, температура наружной поверхности также быстро уменьшилась с 450 до 373С, что привело к существенному изменению величины и знака разности температур по толщине корпуса. Так, если до включения штатной системы обогрева в режиме ускоренного расхолаживания эта разность составляла примерно -7-10С, то после ее включения она возросла до +52С. Эти данные относятся к сечению фланцев в зоне паровпуска, но и в остальных сечениях
