Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Обзор литературы и постановка задач исследования 7
1.1. Обзор литературных данных по повреждениям трубных систем сетевых подогревателей турбин различного типа и их анализ 7
1.2. Обзор литературных данных по системам компьютерного мониторинга и диагностики состояния и режимов работы сетевых подогревателей турбин различного типа 22
1.3. Формулировка проблемы и выбор задач исследования 25
Глава 2. Обследование и анализ состояния трубной системы сетевых подогревателей турбин Т-250/300-240 на ТЭЦ-21, ТЭЦ-22, ТЭЦ-23 и ТЭЦ-26 27
2.1. Объект и цели обследования. 27
2.2. Методика проведения обследования 28
2.3. Результаты обследования и их анализ 30
2.3.1. Динамика роста поврежденное трубок ПСГ-1 и ПСГ-2 45
2.3.2. Факторы, влияющие на коррозионную поврежденность 51
2.3.3. Режимы эксплуатации ПСГ-1 и ПСГ-2 61
Глава 3. Метод оценки ресурса трубных систем сетевых подогревателей турбин Т-250/300-240 и рекомендации по продлению их срока службы 76
3.1. Статистический и регрессионный анализ режимов работы и оценка основных факторов, определяющих ресурс трубной системы сетевых подогревателей на базе статистических данных по ее поврежденности 76
3.2. Метод оценки ресурса трубных систем сетевых подогревателей 81
3.3. Рекомендации по продлению ресурса трубных систем подогревателей 83
Глава 4. Разработка системы компьютерного мониторинга и качества работы сетевых подогревателей в условиях ТЭЦ 89
4.1. Теплофикационная установка турбины Т-250/300-23,5 ее устройство, режимы работы и измерения параметров рабочих тел 89
4.1.1. Теплофикационная установка турбины Т-250/300-23,5 ТМЗ 89
4.2. Информационно-диагностическая система (ИДС) и режимы работы сетевых подогревателей 96
4.2.1. Задачи ИДС 96
4.2.2. Математическая модель расчета теплопередачи и температурных напоров в подогревателях сетевой воды 97
4.3. Компьютерная программа мониторинга и диагностики качества работы сетевых подогревателей турбины Т-250/300-23,5 ТЭЦ-23 108
4.3.1. Цели системы 108
4.3.2. Входные данные системы. Корректность данных. 109
4.3.3. Выходные данные системы 112
4.3.4. Входной интерфейс пользователя при ручном и автоматическом вычислении 118
4.3.5. Некоторые основные алгоритмы 125
4.3.6. Вывод результатов на бумажные носители 126
4.3.7. Компьютерная архивация данных 126
4.3.8. Основные файлы пакета программы 128
Выводы и заключения по работе 130
Список использованных источников 132
Приложение
- Обзор литературных данных по системам компьютерного мониторинга и диагностики состояния и режимов работы сетевых подогревателей турбин различного типа
- Динамика роста поврежденное трубок ПСГ-1 и ПСГ-2
- Рекомендации по продлению ресурса трубных систем подогревателей
- Информационно-диагностическая система (ИДС) и режимы работы сетевых подогревателей
Введение к работе
Актуальность работы.
Проблема повреждаемости трубной системы сетевых подогревателей горизонтального типа (ПСГ) теплофикационных турбин Т-250/300-240 с трубками изготовленными из нержавеющей стали 12Х18Ш0Т недостаточно изучена и в последнее время становится все более актуальной Протечки сетевой воды через поврежденные трубки приводят к загрязнению конденсата основного цикла агрессивными примесями, к провоцированию коррозионной усталости рабочих лопаток, коррозионному растрескиванию роторов и, как следствие, к необходимости останова энергоблока для заглушения поврежденных трубок с существенными экономическими потерями Фактически отсутствуют рекомендации по повышению надежности и экономичности, а также компьютерные системы диагностики качества работы теплофикационных установок турбин Т-250/300-240 Поэтому анализ динамики роста повреждаемости трубок, выявление причин повреждаемости, разработка метода оценки ресурса ПСГ, рекомендаций по его продлению и создание информационно-диагностической системы являются важными задачами
Цель диссертационной работы. Развитие теории и методов расчета на прочность, надежность и долговечность деталей энергетического оборудования, работающего в агрессивных средах, в настоящее время не позволяют оценить с достаточной точностью долговечность трубных систем сетевых подогревателей из-за недостаточных сведений о самих средах, действующих напряжениях и недостаточной изученности поведения материалов при работе в таких средах Поэтому в качестве основного метода исследования использован статистический метод анализа, позволяющий получить практические результаты Из большого числа частных исследований необходимых для решения общей проблемы, автор выбрал следующие
1) Комплексное обследование состояния трубной системы сетевых подогревателей с целью определения статистических показателей повреждаемости трубок ПСГ-1 и ПСГ-2 в процессе длительной эксплуатации на ТЭЦ-22 и ТЭЦ-
26, где было обнаружено большое количество повреждений и ТЭЦ-23, ТЭЦ-21, где повреждений обнаружено не было,
2) Исследование режимов работы сетевых подогревателей при одно- и
двухступенчатом подогреве сетевой воды в летних и зимних условиях указан
ных выше ТЭЦ
Анализ динамики повреждаемости трубной системы сетевых подогревателей, выявление причин повреждений и разработка предложений по увеличению срока службы сетевых подогревателей
Создание на базе основных положений теории теплообменников и нормативных документов по эксплуатации теплофикационных установок турбоагрегатов Т-250/300-240 ТМЗ информационно-диагностической системы контроля работы подогревателей сетевой воды, которая позволяла бы
машинисту энергоблока поддерживать экономичные режимы работы теплофикационной установки, а также обеспечивала безопасные режимы пусков и остановов сетевых подогревателей,
наладочном}' персоналу станции упрощать проведение испытаний, обрабатывать результаты для их последующего анализа, а также осуществлять контроль и выявлять факторы, влияющие на повреждаемость трубной системы сетевых подогревателей
осуществлять мониторинг повреждаемости трубных пучков сетевых подогревателей, для оценки скорости накопления повреждаемости трубок и ресурса ПСГ-2 и ПСГ-2 на ТЭЦ, а также обосновывать сроки полной замены трубной системы, для исключения незапланированных затрат на ремонт
Научная новизна работы.
В работе предложено решение задачи обеспечения эксплуатационной надежности трубной системы подогревателей, основанное на анализе причин коррозионного растрескивания в условиях эксплуатации и разработки рекомендаций по увеличению срока службы подогревателей
Впервые выполнено статистическое исследование повреждаемости трубок в зависимости от времени наработки, простоя и количества пусков на электростанциях ТЭЦ-21, ТЭЦ-22, ТЭЦ-23 и ТЭЦ-26
Впервые на базе регрессионного анализа получены математические зависимости, которые позволяют выявить основные факторы, влияющие на повреждение трубной системы сетевых подогревателей
Разработана информационно-диагностическая система контроля качества работы сетевых подогревателей, которая внедрена в эксплуатацию в филиале ОАО «Мосэнерго» ТЭЦ-23 Система позволяет
обеспечивать эксплуатационный персонал текущей информацией, необходимой для оптимизации режима работы турбоустановки и обратную связь в динамике по результатам предпринимаемых оперативных воздействий на режимы
осуществлять в режиме реального времени расчет технико-экономических показателей работы теплофикационной установки и выдавать эксплуатационному персоналу рекомендации о необходимости тех или иных изменений режима работы турбоустановки для оптимального перераспределения тепловой и электрической нагрузок
осуществлять регулярный посменный анализ и оценку качества эксплуатации теплофикационных турбин Т-250/300-240 за любой предшествующий промежуток времени
автоматически вычислять время наработки сетевых подогревателей за любой промежуток календарного времени
определять потерю мощности при одно- или двухступенчатом подогреве сетевой воды в зависимости от давления в нижнем и верхнем теплофикационном отборе
Достоверность представленных в диссертации результатов обеспечивается использованием большого количества исходных данных, фиксируемых службами ТЭЦ применением общепринятых статистических методов обработки данных, опытом эксплуатации натурного оборудования Достоверность и обоснованность рекомендаций в созданной информационно-диагностической сис-
теме обеспечивается достоверностью показаний измерительных приборов, установленных непосредственно на оборудовании ТЭЦ, использовании стандартных методов оценки качества работы подогревателей и опытом использования системы на ТЭЦ-23
Внедрение.
Рекомендации по продлению ресурса ПСГ-2 используются на ТЭЦ-26, информационно-диагностическая система внедрена на блоках Т-250/3 00-240 ТЭЦ-23 филиала ОАО «Мосэнерго»
Практическая ценность работы.
Результаты, полученные в работе, обосновывают мероприятия, позволяющие уменьшить коррозионную повреждаемость трубной системы сетевых подогревателей теплофикационных установок ТЭЦ, продлить срок их службы, а также прогнозировать сроки полной замены трубной системы Результаты работы рекомендованы для использования на ТЭЦ-21, ТЭЦ-22, ТЭЦ-23 и ТЭЦ-26
Разработанная информационно-диагностическая система позволяет осуществлять в режиме реального времени расчет технико-экономических показателей работы теплофикационной установки, а также получать рекомендации для оптимизации режимов работы турбоустановки
Автор защищает;
результаты комплексного обследования сетевых подогревателей на четырех теплоэлектростанциях с целью определения динамики повреждаемости трубной системы ПСГ-1 и ПСГ-2,
результаты анализа причин повреждаемости и рекомендации по увеличению срока службы,
результаты анализа режимов работы ПСГ-1 и ПСГ-2,
результаты регрессионного анализа, на основе которого разработаны математические зависимости для основных факторов, влияющих на повреждаемость трубной системы сетевых подогревателей
результаты создания информационно-диагностической системы контроля эксплуатации подогревателей сетевой воды,
Апробация работы.
Информационно-диагностическая система оценки качества работы теплофикационной установки турбин Т-25 0/3 00-240 прошла наладку и внедрена в эксплуатацию на ТЭЦ-23 филиала ОАО "Мосэнерго"
Результаты работы докладывались на IX международной научно-технической конференции студентов и аспирантов "Радиоэлектроника, электротехника и энергетика" (г Москва, 2003 г), Международной научно-технической конференции "Состояние и перспективы развития электротехнологии" (Иваново 2003 г), X международной научно-технической конференции студентов и аспирантов "Радиоэлектроника, электротехника и энергетика" (г Москва, 2004 г ), XI международной научно-технической конференции студентов и аспирантов "Радиоэлектроника, электротехника и энергетика" (г Москва, 2005 г), научно-техническом семинаре Теплоэлектроцентрали №22 (г Дзержинский 2005г), научном семинаре (руководитель Костюк А Г) и заседании кафедры паровых и газовых турбин МЭИ (ТУ) - (г Москва, 2006 г)
Публикации по работе:
Основные результаты диссертации опубликованы в 5 работах
Структура и объем диссертации.
Работа состоит из введения, четырех глав, выводов по работе, списка использованной литературы и приложений Содержание работы изложено на 152 страницах машинописного текста Список литературы содержит 58 наименований
Обзор литературных данных по системам компьютерного мониторинга и диагностики состояния и режимов работы сетевых подогревателей турбин различного типа
Согласно /54/ техническая диагностика — отрасль научно-технических знаний, которая строится на теории и методах поиска и обнаружения дефектов технических объектов. Основное предназначение состоит в том, чтобы повысить надежность объектов во время их эксплуатации. Опыт эксплуатации теплофикационных установок с двухступенчатым подогревом сетевой воды показывает, что для помощи в поддержании необходимого режима работы теплофикационной установки, для контроля над их состоянием, представления наиболее важных характеристик эксплуатационному персоналу необходимо применять информационно-диагностические системы. В 1998 году на филиале ОАО «Мосэнерго» ТЭЦ-26 была внедрена информационно-диагностическая система теплофикационной установки /19/. Даная ИДС была реализована в системе DOS, без использования манипулятора «мышь», с неудобным вводом и выводом необходимой информации, с архивированием выходных данных только на дискету и прочими недостатками, обусловленными уровнем развития вычислительной техники в те годы. Сегодня, разработанная почти 10 лет назад, ИДС возможно и работоспособна, но с переходом на современную вычислительную технику, на современные оболочки Windows с более наглядным текстовым и графическим представлением необходимой информации, с удобным интерфейсом и неограниченными возможностями вида представления информации, с высокоскоростными сетями передачи данных и т.д. необходимо разрабатывать ИДС на современном уровне, но на сегодняшний день, насколько нам известно, не существует ни одной информационно-диагностической системы теплофикационных установок.
Однако имеются аналогичные работы, относящияся к конденсаторам /8/. Данная система разработана для конденсатора К-14000-1 теплофикационной турбины Т-250/300-240 и внедрена на Верхнетагильской ГРЭС. На рис 1.6 представлено принципиальное изображение системы диагностики конденсатора, с изображением величин измеряемых в данной программе. Эта система решает несколько задач: - определение фактических и нормативных показателей работы конденсатора - вакуума, недогрева воды до температуры насыщения, нагрева воды, гидравлического сопротивления; - сравнение фактических значений этих параметров с нормативными, рассчитанными по заложенным в систему диагностики алгоритмам. При несоответствии фактического и нормативного значений предусмотрена выдача сообщений о нарушении режима эксплуатации; - анализ и выяснение возможных причин нарушения в работе конденсатора; - установление оптимальных сроков чистки трубок; - определение оптимальных сроков замены трубок; - определение характеристик работы циркуляционных насосов; - анализ и выяснение возможных причин отклонений в работе циркуляционной системы; - оптимизация включения и параметров эксплуатации циркуляционных насосов.
Данная система также разработана достаточно давно и необходимо запрограммировать новую версию с усовершенствованным вводом, выводом и сохранением данных. ГО 0_ Из приведенного литературного обзора можно сформулировать выводы: - причины повреждения трубок сетевых подогревателей не до конца изучены; - необходимо разрабатывать информационно-диагностическую систему на современном уровне, которая должна включать: - сбор и хранение информации, поступающей от измерительных приборов, установленных непосредственно на контролируемом оборудовании; - первичную обработку и контроль достоверности и качества поступающей информации (данная задача решается путем дублирования данных и вводом данных вручную); - нормативные характеристики оборудования; - обработку, анализ и отображение информации о техническом состоянии теплофикационной установки; - анализ информации об имеющихся отклонениях в эксплуатации теплофикационной установки для установления причины, а чаще предотвращение отклонений возникающих во время эксплуатации. - при возникших отклонениях вывод рекомендаций для принятия необходимых действий. Работоспособность подогревателей сетевой воды играет существенную роль в обеспечении надежной работы ТЭЦ в целом. Как отмечалось выше, появление трещин в трубках ПСГ приводит к ухудшению качества конденсата греющего пара ПСГ из-за попадания в него сетевой воды ухудшенного качества и необходимости остановки турбоагрегата. Длительная работа с небольшими присосами сетевой воды в основной цикл приводит к недопустимому увеличению концентрации агрессивных веществ в зоне фазового перехода и угрозе разрушения рабочих лопаток и дисков турбины. Поэтому автор поставил перед собой ряд конкретных задач, требующих дальнейшего изучения для достижения основных целей работы: 1) Провести обследование сетевых подогревателей на ряде станций с целью определения динамики повреждаемости трубной системы ПСГ-1,2; 2) Выявить причины повреждаемости и предложить рекомендации по увеличению срока службы; 3) Проанализировать режимы работы ПСГ-1,2; 4) На базе основных положений теории теплообменников и нормативных документов по эксплуатации теплофикационных установок турбоагрегатов Т-250/300-240 ТМЗ с использованием сети передачи и распределения информации создать информационно-диагностическую систему контроля подогревателей сетевой воды, позволяющую: - помогать машинисту энергоблока поддерживать экономичные режимы работы теплофикационной установки; - наладочному персоналу станции упрощать проведение испытаний, а впоследствии обрабатывать результаты для их последующего анализа, а также осуществлять контроль и выявлять факторы, влияющие на повреждаемость трубной системы сетевых подогревателей. - реализовать мониторинг повреждаемости трубных пучков сетевых подогревателей, что позволит оценить скорость накопления повреждаемости трубок и ресурс ПСГ-1,2 на конкретной ТЭЦ, а также поможет ремонтному персоналу прогнозировать полную замену трубной системы, что исключает незапланированные станцией затраты на ремонт. Для решения этих проблем были выбраны четыре ТЭЦ г.Москвы, на которых эксплуатируются энергоблоки Т-250/300-23,5 - ТЭЦ-21, 22,23, 26.
Динамика роста поврежденное трубок ПСГ-1 и ПСГ-2
Проведем количественный анализ динамики роста поврежденности трубок сетевых подогревателей горизонтального типа турбин Т-250/300-23,5 на ТЭЦ-26, ТЭЦ-22, ТЭЦ-23 иТЭЦ-21.
Для выявления закономерностей процесса роста поврежденности трубок за время эксплуатации собрана и обобщена информация о ПСГ блоков № 3V7 ТЭЦ-26, блоков № 9ч-11 ТЭЦ-22, блока №5 ТЭЦ-23 и блока №8 ТЭЦ-21 (по блокам №6,7,8 ТЭЦ-23 и блоку №9 ТЭЦ-21 информация о поврежденных трубках и архив - отсутствуют).
Наибольшая повреждаемость трубок присуща ПСГ-2 ТЭЦ-26 и ТЭЦ-22. Степень поврежденности трубок ПСГ-1 на всех станциях практически одинакова и довольно невелика. На рис. 2.12 ив таблице №1 Приложения приведены данные о поврежденных (забитых) трубках в ПСГ-1 и ПСГ-2 блоков № 3-г7 ТЭЦ-26 в зависимости от времени наработки. Медленное увеличение поврежденных трубок в ПСГ-1 здесь существенно отличается от интенсивного растрескивания трубок ПСГ-2 после наработки 20-25 тыс.ч. Отметим, что для ПСГ-2 блока № 3 кривые поврежденности смещены правее, т.е. для одного и того же времени наработки число заглушённых трубок в ПСГ-2 блока № 3 намного меньше, чем в ПСГ-2 блоков № 4-ьб. Это связано с тем, что трубки в ПСГ-2 блока №3 импортные, изготовлены в Японии. Химсостав стали этих трубок и механические свойства такие же, как и в остальных ПСГ и соответствуют стали 12Х18Н10Т. Вероятно, большая долговечность импортных трубок по сравнению с отечественными трубками связана с более высоким качеством изготовления самих трубок по толщине трубок, а возможно и из-за состава сплава.
При полной идентичности конструкций и материалов различие в интенсивности поврежденности трубок ПСГ-2 и ПСГ-1 связаны с различными условиями их работы. Эти различия более подробно будут рассмотрены в следующем разделе.
Следует отметить, что данные о поврежденности трубок ПСГ-2 на ТЭЦ-22 относятся к периоду до 1998 года включительно. С 1994 года по настоящее время изменен режим эксплуатации ПСГ-2: во время зимнего кратковременного останова по трубкам ПСГ-2 пропускают полный расход сетевой воды, а во время длительного летнего останова при работающей турбине проводится консервация октадециламином (ОДА) трубок, освобожденных от сетевой воды. В настоящее время новые партии трубок в ПСГ-2 этих блоков имеют существенно более низкий темп поврежденности, чем у первых партий, и близкий к темпу поврежденности ПСГ-1. На рис. 2.13 и в таблице Приложения П.2 приведены данные о поврежденных (забитых) трубках ПСГ-1,2 блоков №9-И1 ТЭЦ-22. Также как и для ТЭЦ-26 динамика процесса поврежденности трубок ПСГ-2 существенно отличается от ПСГ-1. Отметим, что вторые партии трубок в ПСГ-2 блоков №9 и №11 устанавливались не на заводе, а на ТЭЦ. По видимому эти партии трубок имели достаточно большие монтажные напряжения, и в результате их долговечность оказалась меньше, чем у трубок первой партии.
На ТЭЦ-21 и ТЭЦ-23 повреждаемость ПСГ-1 и ПСГ-2 практически одинаковая и довольно низкая. Данные по числу заглушённых трубок ПСГ-1,2 этих станций приведены в таблицах Приложения П.З и П.4. Результаты обобщения данных по динамике накопления поврежденности трубок сетевых подогревателей на всех четырех станциях приведены на рис. 2.14. Заштрихованная область для ПСГ-2 (рис. 2.14) объединяет данные по заглушённым трубкам подогревателей ТЭЦ-26. Отметим, что инкубационный период по поврежденно-сти заканчивается на 15 тыс. ч по консервативной оценке и на 25 тыс. ч по среднему значению. Затем идет интенсивный процесс поврежденности трубок и после 40 тыс. ч процесс носит лавинообразный характер.
Заштрихованная область для ПСГ-1 (рис. 2.14) объединяет данные по заглушённым трубкам сетевых подогревателей всех четырех блоков ТЭЦ-26. Повреждаемость трубок для ПСГ-1 нарастает очень медленно. Отметим, что для некоторых подогревателей эксплуатация начинается при наличии уже заглушённых трубок отдефектованных на заводе после проведения опресовки перед отправлением на объект и непосредственно на станции после монтажа и обязательной проверкой трубной системы. Пример: (см. таблица №4 приложения) число заглушённых трубок ПСГ-1 и ПСГ-2 перед пуском в эксплуатацию соответственно 75 шт. и 90 шт. Данные по заглушённым трубкам ПСГ-2 ТЭЦ-21 и ТЭЦ-23 ложатся в зону поврежденности трубок ПСГ-1, т. е. динамика поврежденности трубок сетевых подогревателей ПСГ-2 и ПСГ-1 на этих станциях одинакова.
Выполненный анализ позволяет уже сейчас сделать два важных вывода. 1. Скорость нарастания числа поврежденных трубок ПСГ-2 на ТЭЦ-21 и ТЭЦ-23 существенно меньше, чем на ТЭЦ-22 и ТЭЦ-26, что можно объяснить только лучшим качеством воды, подпитывающей основной цикл. 2. Накопление поврежденных трубок в ПСГ-2, питающихся паром из верхнего теплофикационного отбора, идет существенно интенсивнее, чем в ПСГ-1.
Рекомендации по продлению ресурса трубных систем подогревателей
На основании сопоставления режимов работы ПСГ-1,2, динамики процесса поврежденности трубок и результатов рефессионного анализа для четырех ТЭЦ г. Москвы можно предложить пути совершенствования условий эксплуатации ПСГ и продления ресурса. В первую очередь это актуально для ПСГ-2 ТЭЦ-26, для которых характерна повышенная поврежденность трубок и существенно меньший ресурс по сравнению с ПСГ-2, работающими на ТЭЦ-21 и ТЭЦ-23. Настоящие рекомендации основаны на выявлении основных эксплуатационных факторов, влияющих на повышенную поврежденность трубок и конкретных причин, устранение которых позволяет повысить ресурс ПСГ-2. Из сопоставления режимов работы рассмотренных ТЭЦ получено, что все ПСГ-1 работают в практически одинаковых условиях по соотношению времени простоя и времени наработки. ПСГ-2 ТЭЦ-26 отличаются существенно большим временем штатного простоя, не связанного с остановкой из-за необходимости установки заглушек в поврежденных трубках. Такой же режим работы ПСГ-2 характерен для блока №10 ТЭЦ-22. Блоки №9 и №11 ТЭЦ-22 работают с несколько меньшим соотношением времени простоя к времени наработки. На ТЭЦ-21 и ТЭЦ-23 ПСГ-2 работают с наименьшим соотношением времени простоя и времени наработки. Для ТЭЦ с наименьшим временем простоя ПСГ-2 наименьшая поврежденность их трубок. Регрессионный анализ показал, что на ТЭЦ-22 до изменения условий простоя ПСГ-2 и на ТЭЦ-26 основное влияние на поврежденность трубок ПСГ-2 оказывало время простоя и время наработки. А время простоя ПСГ-2 на этих двух ТЭЦ существенно больше, чем на ТЭЦ-21 и ТЭЦ-23, где поврежденность трубок ПСГ-2 очень мала. Анализ динамики процесса поврежденности трубок ПСГ-1 показал, что труб ки всех ПСГ-1 имеют одинаковую и достаточно низкую скорость накопления поврежденности. Действительно, режимы их работы практически одинаковы на всех четырех ТЭЦ. Во время работы зона фазового перехода по пару находится вне корпуса ПСГ-1, поэтому даже если в питательной воде есть органиче ские примеси, то продукты термолиза и гидролиза органики не оказывают влияния на поврежденность трубок ПСГ-1. Если рассматривать ПСГ-2, то здесь зона фазового перехода находится внутри подогревателя, так как на вход в подогреватель подается перегретый пар. И здесь, если есть органические примеси в питательной воде, то в зоне фазового перехода имеется повышенная коррозионная активность среды. Эта ситуация характерна для ТЭЦ-26 и ТЭЦ-22, находящихся в нижнем течении Москва-реки. Но только повышенной коррозионной активности среды для коррозионного растрескивания трубок недостаточно. Необходимы повышенные значения растягивающих напряжений в трубках.
Эти напряжения могут появляться во время простоя ПСГ-2 при работающей турбине. Рассмотрим условия простоя, вызывающие повышенные растягивающие напряжения на поверхности трубок. Если во время простоя ПСГ-2 сетевая вода имеет малый расход, либо вовсе стоит в трубках, то при наличии протечек пара через неплотную арматуру верхнего теплофикационного отбора паровой турбины в трубках появляются пузырьки пара, порождающие локальные остаточные растягивающие напряжения в трубках достигающие 200-гЗОО МПа /49/. Это составляет 0,8 -т-1,2 от предела текучести стали 12Х18Н10Т. С этими предельными остаточными растягивающими напряжениями трубки вводятся в работу. Добавляются небольшие растягивающие окружные напряжения от давления сетевой воды и при наличии коррозионно-активнои среды происходит локальное коррозионное растрескивание под напряжением (КРН) трубок. Места расположения и вид трещин трубок ПСГ-2 ТЭЦ-22 и ТЭЦ-26 также подтверждают эту версию возникновения коррозионного растрескивания под напряжением трубок.
Отметим, что коррозионная активность среды тем выше, чем выше температура, т.е. на трубках последнего хода сетевой воды. Именно в этих трубках при простое появляются повышенные локальные растягивающие напряжения. Поэтому и характерна картина поврежденности, когда КРН появляется именно в этой зоне ПСГ-2. На рис. 3.1 проведено сопоставление коррозионного растрескивания под напряжением образцов из стали 12Х18Н10Т в паровой фазе над водой, содержащей 30 г/л NaCl при 300С /30/ и для поврежденных трубок ПСГ-2 из той же стали при 145-г170С в зоне фазового перехода в реальных условиях работы ПСГ-2.
Информационно-диагностическая система (ИДС) и режимы работы сетевых подогревателей
Математическая модель, которую реализует пакет программ, представляет собой совокупность соотношений и исходных данных в числовой или табличной формах, позволяющую определить фактические и нормативные показатели качества работы отдельных подогревателей сетевой воды и всей теплофикационной установки в целом для установившихся режимов ее работы.
Задача ИДС - определение фактических характеристик ПСГ таких как: - температура сетевой воды на входе в подогреватель, - температура сетевой воды на выходе из подогревателя, - давление пара в отборе к подогревателю, - расход сетевой воды. Знание фактических характеристик позволяет решать следующие задачи: - осуществлять непрерывный контроль за техническим состоянием сетевых подогревателей; - определять тепловую производительность аппарата при заданных режимах работы; - определять фактический температурный напор для сравнения его с нормативным по "Методическим указаниям" /33/ и по нормам "ОРГРЭС" /51/; - оценивать степень загрязнения внутренних поверхностей трубок; - оценивать результаты реконструкции и модернизации; - выявлять дефекты в работе и разрабатывать мероприятия по их устранению и оптимизации режимов работы; - выдавать потерю электрической мощности в связи с ростом температурных напоров (для теплофикационных режимов). В математической модели качество работы теплофикационной установки определяется: 1. Недогревом сетевой воды б факт по отношению к температуре насыщения /si зависящей от давления в "/"-ом подогревателе, т.е. разностью где в,вых.( - температура сетевой воды на выходе из "/ "-го подогревателя. Главным достоинством этого показателя является его "привычность" для эксплуатационного персонала. Часто эту величину определяют в относительных единицах где величина нормативного недогрева определяется соотношением и вычисляется по методике /33/; там же указывается, что при значениях а 2 состояние трубной системы сетевого подогревателя следует считать неудовлетворительным. 2. Интегральным коэффициентом теплопередачи К, подогревателя и по строенным на его базе критерием качества представляющим собой отношение фактического К,;факт и нормативного К,5„орм коэффициентов теплопередачи для "/"-го подогревателя и называемым в /33/ коэффициентом чистоты, выраженным в процентах, причем в соответствии с данными при /3 30% состояние трубной системы подогревателя считается неудовлетворительным. 3. Гидравлическим сопротивлением подогревателя по сетевой воде (4.5) где/?в.вх., и влых.,- - давления сетевой воды до и после "/"- го подогревателя.
Основным показателем качества работы теплофикационной установки в целом является перерасход теплоты Aq на выработку одного кВт ч электроэнергии, обусловленный повышением давления /?вто в верхнем теплофикационном отборе, для получения сетевой воды заданной температуры. Фактические показатели работы теплофикационной установки определяются для случаев работы одного или двух сетевых подогревателей по формально различным соотношениям (рис. 4.2). При работе установки с двумя подогревателями определяются: - нагревы сетевой воды: - где t\ - температура на входе в ПСГ-1, t\% - температура сетевой воды на входе в ПСГ-2 (на выходе из ПСГ-1), /2 - температура сетевой воды на выходе из ПСГ-2, далее поступающая или в пиковый водогрейный котел или сразу к потребителю. - температуры насыщения определяются: где j(pH) - функция зависящая от давления пара в нижнем (рн) или верхнем (рв) теплофикационном отборе, 4,н - температура насыщения в ПСГ-1, k)B в ПСГ-2; - недогревы сетевой воды (температурные напоры): где 8tH , 8tB - температурные напоры в ПСГ-1 и ПСГ-2, соответственно; - тепловые нагрузки в ПСГ-1 и ПСГ-2 по сетевой воде: где с - теплоемкость воды, равная 4,19 кДж/кг, WCB - расход сетевой воды т/ч, - суммарная тепловая нагрузка двух ПСГ по сетевой воде: - энтальпии отбираемого пара ПСГ-1 и ПСГ-2: где f[PH,Q - функция зависящая от давления и температуры пара в нижнем (РНЛ) и верхнем (Р„А) теплофикационном отборе; - тепловые нагрузки по конденсирующемуся пару:
