За допомогою даних ремонтно-експлуатаційної документації електростанцій Сибіру і Далекого Сходу проведений аналіз експлуатаційних характеристик парових турбін. Показана різниця ресурсів і виробничих циклів для різних типів турбін. розраховані характеристики виробничих циклів і показники надійності.

Анотація наукової статті з енергетики та раціонального природокористування, автор наукової роботи - Савостьянова Людмила Вікторівна, Литвак Валерій Володимирович


The authors have analyzed the steam turbine performances based on the data of repair and operation documents of Siberia and Far East power plants. The article demonstrates the difference in resources and production cycles for different types of turbines. The production cycle characteristics and reliability indices are calculated.


Область наук:

  • Енергетика і раціональне природокористування

  • Рік видавництва: 2012


    Журнал: Известия Томського політехнічного університету. Інжиніринг ГЕОРЕСУРСИ


    Наукова стаття на тему 'Аналіз ресурсів парових турбін на основі виробничих циклів'

    Текст наукової роботи на тему «Аналіз ресурсів парових турбін на основі виробничих циклів»

    ?УДК 621.165

    АНАЛІЗ РЕСУРСІВ ПАРОВИХ ТУРБІН НА ОСНОВІ виробничих циклів

    Л.В. Савостьянова, В.В. Литвак

    Томський політехнічний університет E-mail: Ця електронна адреса захищена від спам-ботів. Вам потрібно увімкнути JavaScript, щоб побачити її.

    За допомогою даних ремонтно-експлуатаційної документації електростанцій Сибіру і Далекого Сходу проведений аналіз експлуатаційних характеристик парових турбін. Показана різниця ресурсів і виробничих циклів для різних типів турбін. Розраховані характеристики виробничих циклів і показники надійності.

    Ключові слова:

    Парова турбоустановки, виробничий цикл, напрацювання, показники надійності.

    Key words:

    Steam turbine plant, production cycle, time, reliability indicators.

    На електростанціях країни в даний час експлуатується кілька сотень парових турбін різної потужності і різних заводів-виготовлювачів. Більшість з них виробили свій проектний ресурс і продовжують нести навантаження у відповідність з диспетчерськими завданнями. Частка вироблення електроенергії на паротурбінних установках зберігається на рівні 75 ... 80%. Це говорить про ефективність прийнятої в радянські часи схеми ремонтно-експлуатаційного обслуговування турбінного парку, що забезпечує збереження працездатності обладнання [1].

    Мета робіт, виконаних авторами в 2010-2011 рр., Полягала у вивченні залишкових ресурсів парових турбін, які відпрацювали значні періоди часу. Вивчення залишкового ресурсу, т. Е. Сумарного напрацювання об'єкта від моменту контролю його технічного стану до переходу об'єкта в граничний стан, цих парових турбін становить значний інтерес, оскільки оновлення парку йде неприпустимо повільно через гострий недофінансування галузі, а перспективи зростання інвестицій залишаються сумнівними . Діючі установки мають значний знос, а періодичні планові ремонти не забезпечують заміну зношених вузлів і продовжують нести навантаження.

    Мета розробок авторів полягає в дослідженні залишкових ресурсів турбін і обгрунтуванні рекомендацій за обсягами, термінами і порядкам ремонтно-експлуатаційного обслуговування турбін, що мають певну кількість і характер дефектів в тих чи інших вузлах, і виникають через значні термінів експлуатації та кількості пусків турбін. Дослідження в цьому напрямку значний час не проводяться через наслідки реформування електроенергетики як галузі. У даній роботі представлені матеріали проведених досліджень впливу кількості пусків і напрацювання у виробничому циклі на залишковий ресурс турбоустановки.

    У 2011р. авторами зроблено дослідження залишкових ресурсів і виробничих циклів паротурбінних установок електростанцій Сибіру і Далекого Сходу. Відомості про ремонтно-експлуатаційних характеристиках турбін витягнуті з документів, представлених електростанціями. Деякі важливі результати цього дослідження представлені в даній роботі.

    Виробничим циклом турбоустановки прийнято називати календарну тривалість експлуатаційного періоду, від моменту пуску в роботу і після закінчення попереднього капітального ремонту до моменту закінчення після-

    Мал. 1. Виробничий цикл установки: Тн - час несення навантаження; Трез - час знаходження в резерві; Трьом - час знаходження в ремонті; Тц - виробничий цикл установки; Тп - виробничий період

    дме планового капітального ремонту. В період виробничого циклу установка може перебувати в стані планового ремонту, несення навантаження і резерву, рис. 1.

    Час, протягом якого турбоустановки несе навантаження, є основним технологічним процесом і, незалежно від величини навантаження, далі буде називатися - напрацювання. Режим «резерв» турбоустановки передбачений для випадків, коли турбоустановки по диспетчерському графіку перебуває в стані очікування і готова до прийому навантаження (після проведення пускових операцій). Режим «ремонт» передбачає виконання планових і позапланових ремонтних робіт. Далі враховані лише ті ремонтні роботи, які мають витрати 300 календарних годин і вище.

    Для всієї сукупності обстежених турбін середня тривалість виробничого циклу склала 22691 ч (945,5 діб.), А структура представлена ​​на рис. 2.

    безвідмовної роботи, час безвідмовної роботи, напрацювання на відмову, призначений ресурс, коефіцієнт готовності та ін.

    У зв'язку з цим важливо знати, якою мірою параметри виробничого циклу змінюються протягом всього терміну експлуатації парової турбіни [1]. Так турбіна Р-50-130, пущена в експлуатацію в 1964 р, протягом двох різних десятиліть показала характеристики виробничого циклу по відношенню до календарної середньої тривалості циклу (табл. 1).

    Таблиця 1. Характеристики виробничих циклів турбіни Р-50-130 протягом двох різних десятиліть

    ? напрацювання

    ? резерв

    ? ремонт

    Мал. 2. Структура виробничого циклу, усереднена по генеральної сукупності

    Структура виробничого циклу турбін, що працюють на різних електростанціях, практично не відрізняється один від одного. Це пов'язано, по-видимому, з єдністю ремонтно-експлуатаційної політики і збігом підходів диспетчерського управління [2].

    Певні відмінності у виробничих циклах мають турбіни різних заводів-виготовлювачем-телей (рис. 3).

    Середня тривалість за вибіркою виробничого циклу турбін ЛМЗ становить 24121ч, УТМЗ - 21322 ч.

    Інтерес до вивчення структури виробничого циклу паротурбінного обладнання грунтується на тому, що співвідношення напрацювання, тривалості ремонту і резерву визначають основні характеристики надійності - ймовірність

    Показник Період з 1964 по 1974 рр. Період з 1986 по 1996 рр.

    Кількість годин, ч: хв. % Кількість годин, ч: хв. %

    Напрацювання, всього 79248: 34 - 72976: 24 -

    Середнє напрацювання на цикл 11320: 56 93 14595: 16 90

    Середня тривалість ремонту 709: 32 6 1502: 44 9

    Середня тривалість резерву 125: 38 1 146: 15, 1

    Зрозуміло, ці зміни викликані не стільки станом працездатності установки, скільки відомими змінами в управлінні і ринковими перетвореннями в енергетиці.

    Паркові характеристики виробничих циклів обстежених турбоустановок за весь період експлуатації наведені в табл. 2.

    Звертає на себе увагу велика різниця індивідуальних і паркових характеристик виробничих циклів. Так, розмах середніх тривалостей циклів по обстеженим турбін досягає 47667 ч, а ремонтних простоїв

    - 2568 год (табл. 2). Це означає, що індивідуальні особливості турбін - дефектуемие вузли, темпи наростання дефектів, тривалості міжремонтного періоду, програми ремонтного обслуговування і ін. Грають більш істотну роль в забезпеченні працездатності, ніж паркові. Виявляється і підтверджується той факт, що дефекти виникають і наростають в вузлах установки по-різному. Так, на турбіні Р-50-130 дефекти бандажних обойм на діафрагмах виникають і збіль-

    ? напрацювання

    ? резерв

    ? ремонт

    ? напрацювання

    ? резерв

    ? ремонт

    Мал. 3. Структури виробничих циклів турбін ЛМЗ (а), УТМЗ (б)

    Таблиця 2. Паркові характеристики виробничих циклів турбін

    Тип турбіни Завод-з- готували тель Напрацювання за період експлуатації, ч Число пусків за період експлуатації Середнє напрацювання на пуск, ч Середня тривалість виробничого циклу, ч Середні показники циклу

    Напрацювання, ч Ремонт, ч Резерв, ч Число пусків

    ТВП-25-3 УТМЗ 380793 302 1190 19947 17309 1465 1194 15

    ПТ-25-90 / 10 УТМЗ 394272 314 1256 23569 20751 1065 1753 17

    Р-25-90 ХТГЗ 341224 269 1268 16183 13124 1113 1947 10

    Р-25-90 ХТГЗ 331310 251 1320 10991 7530 825 2660 6

    ПТ-25-90 УТМЗ 396138 275 1440 15399 12779 1072 1549 9

    ПТ-25-90 УТМЗ 402727 337 1195 15780 13424 919 1473 11

    Р-25/90/15 ХТГЗ 147583 74 1994 21914 14758 1356 5800 7

    ПТ-60-90-13 ЛМЗ 336275 265 1269 13274 9608 1398 2286 8

    ПТ-60-130 ЛМЗ 340902 326 1046 10904 8315 1500 1105 8

    ПТ-65 / 75-130 ЛМЗ 342109 339 1009 12175 9503 1344 1360 9

    ПТ-65 / 75-130 ЛМЗ 353544 289 1223 14318 11785 1006 1527 10

    Р-50-130 ЛМЗ 284498 193 1474 19126 12932 1441 4753 9

    Р-50/130/15 ЛМЗ 239793 320 749 47667 29974 1473 17082 40

    Р-50/130/15 ЛМЗ 244488 304 804 41152 27165 1960 12035 34

    Т-100-130 УТМЗ 275711 443 622 27046 21209 2359 3478 34

    Т-100-130 УТМЗ 262944 371 709 28549 21912 2112 4979 31

    Р-100-130 УТМЗ 121197 253 479 35352 17314 1978 16060 36

    Р-100-130 УТМЗ 220819 307 719 28936 22082 2568 4287 31

    ПТ-80-130 ЛМЗ 215993 243 889 30437 23999 1725 4713 27

    ПТ-80-130 ЛМЗ 206117 216 954 30193 22901 1701 5590 24

    Т-175 / 210-130 ТМЗ 181955 173 1052 19593 13997 2361 3396 13

    Т-175 / 210-130 ТМЗ 167501 148 1132 24545 16750 2995 4800 15

    Т-185 / 220-130 УТМЗ 156282 132 1184 17167 13023 1672 2677 12

    К-100-90 ЛМЗ 181812 448 406 25534 15151 2492 7891 37

    К-100-90 ЛМЗ 219898 371 593 32232 21990 1987 8255 37

    К-100-90 ЛМЗ 218927 386 567 26303 1824 1932 6127 32

    К-100-90 ЛМЗ 221515 313 ​​708 25566 18460 1316 5790 26

    К-210-130 ЛМЗ 156824 495 317 19426 11202 2105 6119 35

    К-210-130 ЛМЗ 153677 486 316 23906 13971 2057 7878 44

    К-210-130 ЛМЗ 135604 518 262 23063 12328 2090 8881 47

    К-210-130 ЛМЗ 136084 472 288 18880 10468 2166 6624 36

    К-215-130 ЛМЗ 111351 293 380 21427 12372 1864 7190 33

    Т-50 / 60-8,8 ЛМЗ 6814 13 524 9120 3407 360 5352 7

    Т-43-90-2М ЛМЗ 384553 71 5416 19873 14790 1050 4032 3

    Т-43-90-2М ЛМЗ 357970 238 1504 25988 19887 871 5229 13

    ПТ-25-90 / 10 УТМЗ 352404 174 2025 25608 19578 1269 4761 10

    ПТ-60-90 / 13 ЛМЗ 346244 202 1714 21521 16487 1261 3772 10

    Т-118/125 / 130-8 УТМЗ 88487 39 2268 13637 9832 797 3008 4

    ПТ-140 / 165-130 / 15 УТМЗ 91643 56 1636 14723 10183 1422 3118 6

    ПР-25 / 30-90 / 10 / 0,9 ТМЗ 300213 206 1457 27844 17660 2334 7894 12

    ПТ-25-90 ТМЗ 354927 200 1775 27844 20878 1873 5244 12

    ПР-25-90 ТМЗ 293656 257 1143 22541 13984 1790 6834 12

    Т-25-90 ТМЗ 202764 380 534 24954 15597 1702 7655 29

    Т-25-90 ТМЗ 173706 271 641 18380 12408 1062 4355 19

    ПТ-60-90 / 13 ЛМЗ 313218 192 1631 22893 17401 1883 3609 11

    Т-100-130 ТМЗ 316478 246 1286 20761 16657 1495 2610 13

    Т-100-130 ТМЗ 292145 278 1051 22172 17185 1645 3341 16

    Т-100 / 120-130 УТМЗ 274907 219 1255 22803 18327 1806 2670 15

    Т-180 / 210-130-1 ЛМЗ 147466 366 403 22912 14747 2329 5836 37

    Т-180 / 210-130-1 ЛМЗ 129479 368 352 27456 16185 1995 9276 46

    Т-180 / 210-130-1 ЛМЗ 124707 292 427 26398 15588 1518 9291 37

    Т-180 / 210-130-1 ЛМЗ 11929 53 225 21954 8503 469 15520 27

    Середнє значення 239300 270 1078 22691 15369 1622 5474 21

    Число пусків 40

    35

    30

    25

    20

    15

    10

    5

    0

    1 + 1

    1 1 11111 1 111 1 1 | | 1

    | 1 мш1М. |||| 1м |мшім

    I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I

    1978 1981 1984 1987 1990 1993 1996 1999 2002 2005 2008 2011

    рік

    Мал. 4. Розподіл річного циклу пусків турбіни Р-100-130, що має на 31.12.2011 р напрацювання 220819 ч

    лічівает за міжремонтний період настільки, що їх заміна передбачається при кожному ремонті [2]. Це означає, що термін наростання дефекту дорівнює міжремонтному періоду.

    Тому на електростанціях доцільно сформувати інформаційні бази даних по ремонтному та експлуатаційного обслуговування

    - аналог «діагностичної карти» і ремонтному формуляру. Такий електронний документ дозволить більш обгрунтовано приймати рішення про продовження експлуатації турбіни.

    На тривалість міжремонтного пробігу парових турбін, крім інших причин, серйозно впливає кількість пусків-зупинок [3]. Для прикладу на рис. 4 показано розподіл числа пусків турбіни Р-100-130 з 1978 по 2011 р.

    Середнє число пусків на рік цієї турбіни за період експлуатації склало 9. При середній тривалості циклу 28936 ч середнє число пусків на цикл одно 31 (табл. 2).

    Паркові характеристики пусків турбін наведені в табл. 2. По всій генеральної сукупності середнє число пусків на цикл знаходиться в межах від 3 до 47.

    Тут з очевидністю підтверджується правило: чим більше пусків, тим коротше міжремонтний пробіг.

    Тому в оцінці індивідуальних характеристик надійності турбіни слід враховувати не тільки напрацювання, а й кількість пусків. Індивідуальні статистичні характеристики можуть бути легко перетворені в характеристики надійності, розглянемо це на прикладі турбіни Т-100-130 ТМЗ (показники надійності розраховані для періоду, що дорівнює 1 року):

    • ймовірність безвідмовної роботи 0,6;

    • коефіцієнт готовності 0,91;

    • ймовірна тривалість безвідмовної роботи після чергового ремонту 13302 ч.

    Інформація про ремонтно-експлуатаційної історії турбоустановок розосереджена в численних документах на електростанціях. Велика частина цих документів лежить без руху. Це дефектні відомості, ремонтні формуляри, програми та графіки ремонтних робіт, відомості замовлення запчастин, оперативні журнали та ін. На основі цієї інформації для кожної турбоустановки може бути створена «діагностична карта» в формі електронної бази даних, по якій можна відновити справжній індивідуальний ремонтно- експлуатаційний портрет. Тоді стане можливим формувати потік даних по вузлах установки, видам дефектів, темпами наростання дефектів, тимчасовим і іншим технологічним ознаками. Характеристики надійності тоді можна буде розраховувати для окремих вузлів і блоків установки. В першу чергу - ймовірний час безвідмовної роботи кожного вузла.

    Ремонтна історія кожної установки може бути відтворена на кожній електростанції за матеріалами ремонтних формулярів, дефектні відомості, замовний документації і т. П. У вигляді інформаційної бази.

    висновки

    1. Експериментально встановлено, що середній міжремонтний ресурс парових турбін теплових електростанцій Сибіру і Далекого Сходу склав 15369 ч, в той час як нормативний міжремонтний ресурс для розглянутих турбін становить від 27200 до 34000 ч [4]. З цього випливає, що накопичуються дефекти у вузлах установки не дозволяють продовжувати її експлуатацію без проведення ремонтних робіт.

    2. Скорочення наявного ресурсу парової турбіни, пов'язане з тривалими термінами експлуатації та наближенням до граничного

    станом окремих вузлів, вимагає переходу до індивідуального планування ремонтних процедур. Це можна здійснити тільки з урахуванням ремонтної історії за весь період експлуатації, а не на основі «призначеного» ресурсу.

    3. Ремонтно-експлуатаційна історія парової турбіни, як електронна база даних, дозволить перейти до планування ремонтних робіт

    (Термін і обсяги ремонту, замовлення запчастин і ін.) З урахуванням стану окремих вузлів, умов експлуатації, напрацювання, кількості пусків, відомостей про дефекти. Це підвищить надійність парових турбін за експертною оцінкою на 10 ... 14% і зменшить кількість аварійних зупинок. Робота виконана за підтримки ФЦП «Наукові та науково-педагогічних кадри інноваційної Росії» на 2009-2013 рр.

    СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ

    1. Родін В.Н., Шарапов А.Г, Мурманський Б.Є. та ін. Ремонт парових турбін / під заг. ред. Ю.М. Бродова. - Єкатеринбург: Изд-во УГТУ-УПІ, 2002. - 211 с.

    2. Литвак В.В., Панін В.Ф. Надійність теплоенергетичного обладнання і екологічна обстановка навколо ТЕС. -Томск: Изд-во НТЛ, 2009. - 280 с.

    3. Резінського В.Ф., Гладштейн В.І., Авруцкий Г.Д. Збільшення ресурсу які тривалий час працюють турбін. - М: Видавничий дім МЕІ, 2007. - 296 с.

    4. СО 34.04.181-2003. Правила організації технічного обслуговування та ремонту обладнання, будівель і споруд електростанцій та мереж. - М., 2004.

    Надійшла 28.02.2012 р.

    УДК 536.46 + 532.685

    ЕКСПЕРИМЕНТАЛЬНЕ ДОСЛІДЖЕННЯ ПАРАМЕТРІВ ЗАЖИГАНИЯ ТОРФУ ЗА УМОВ ПРОМИСЛОВОГО СКЛАДУВАННЯ

    Р.Н. Куліш, О. М. Суботін

    Томський політехнічний університет E-mail: Ця електронна адреса захищена від спам-ботів. Вам потрібно увімкнути JavaScript, щоб побачити її., Ця електронна адреса захищена від спам-ботів. Вам потрібно увімкнути JavaScript, щоб побачити її.

    Визначено справжні теплофізичні характеристики торфу і конденсованих продуктів його термічного розкладання (коксу, золи). Встановлено критичне значення вологості торфу, при якому може відбутися його загоряння. Знайдено залежності часу запалювання і початкової температури джерела запалювання від вологості торфу.

    Ключові слова:

    Торф, запалювання, вологість, фізичні та кінетичні параметри торфу.

    Key words:

    Peat, ignition, humidity, physical and kinetic parameters of peat.

    У Росії враховано і частково розвідано 65868 торф'яних родовищ загальною площею 80,5 млн га з запасами близько 235 млрд т або 47% від усіх світових запасів торф'яного сировини, що робить торф особливо важливих і стратегічно значущим сировиною, особливо з огляду на обмеженість, а також наближається вичерпність запасів традиційних горючих корисних копалин (нафта, газ, вугілля) [1].

    В цілому технологію використання торфу, починаючи з його видобутку і закінчуючи кінцевим продуктом, можна представити у вигляді схеми: осушення родовища, видобуток, складування вилученого торфу, транспортування, складування для зберігання, використання в якості палива. При використанні торфу для будь-яких цілей існує ряд загальних операцій, в основному пов'язаних з видобутком сировини і її найближчими днями до використання, які характеризуються підвищеною пожежною небезпекою, т. К. З торфу виводиться волога. Необхідно відзначити, що ступінь пожежонебезпеки торфу значи-

    кові вище, ніж вугілля. Він легко самозаймається і є горючим матеріалом, який може спалахнути від невеликого джерела запалювання [2, 3]. Найчастіше при складуванні торфу спостерігається його самозаймання [4]. Причиною самозаймання торфу є взаємопов'язані біохімічні, фізичні та хімічні процеси.

    За іншим сценарієм відбувається загоряння торфу від зовнішнього теплового джерела. У більшості випадків механізм даного явища визначається тим, що спочатку окремі гарячі вогнища (електрична, механічна або теплова іскра, палаючий сірник, тліючий недопалок і т. Д.) Потрапляють на поверхню торфу. У разі якщо теплове джерело має достатню енергію, може стати причиною пожежі торфу і заглиблення вогнища горіння, після чого гасіння пожежі стає більш проблематичним, а в окремих умовах і неможливим.

    Огляд літературних джерел [5-10] показав, що в науковій літературі відсутні експери-


    Ключові слова: парові турбоустановки /ВИРОБНИЧИЙ ЦИКЛ /НАПРАЦЮВАННЯ /Показники НАДІЙНОСТІ /STEAM TURBINE PLANT /PRODUCTION CYCLE /TIME /RELIABILITY INDICATORS

    Завантажити оригінал статті:

    Завантажити