Отказы в работе паровых турбин
Отказы в работе турбоустановок
Отказы в работе паровых турбин
2.1.1 Повреждение корпусов паровых турбин
При эксплуатации паровых турбин довольно часто возникают неисправности инеполадки, приводящие к отказам. Хотя сравнению с котлоагрегатами их частота значительно меньше, но время восстановления обычно больше. Это объясняется различиями в конструкции и особенностями технологического ремонта оборудования. Отметим, что, вместе с тем, во многих случаях физико-химические процессы, приводящие к снижению уровня надёжности деталей турбин, подобны происходящим в котлоагрегатах: ползучесть, изменение свойств материалов при больших наработках времени, эрозионные и коррозионные процессы и т.д.
Некоторые, даже серьезные, повреждения деталей турбин не приводят к отказам. Это, прежде всего, относится к корпусам цилиндров, стопорных и регулирующих клапанов. Главная особенность их конструкции - большая толщина стенок при сложном рельефе поверхности, матерная - хромомолибденовые стали, механические свойства корпусов имеют существенный разброс, что характерно для литья. При литье, особенно при нарушении технологии отливки и термообработки возникают раковины, поры, трещины и другиедефекты: В период эксплуатации под действием высоких температур при длительных наработках по времени в корпусных деталях турбин развиваются исходные и возникают новые трещины. Их протяжённость может быть от нескольких миллиметров до метра и более, по глубине - от долей миллиметра до сквозного отверстия. Чаще всего растрескивание встречается в зонах радиусных переходов, то есть в местах наибольших напряжений. Причинами появления трещин при работе турбин могут быть циклические нагрузки процессов малоцикловой усталости или вибрации
С течением времени наблюдаются изменения характеристик металла. В таблице 6.1 иллюстрируются изменения качества материала ЦСД турбины после 100000 ч работы.
| Механические свойства | |||||
| Предел текучести, МПа | Временное сопротивление, МПа | Относительное удлинение, % | Относительное сужение, % | Ударная вязкость, Дж/м2 | |
| Свойства материала ЦСД | 2,68÷2,8 | 5,03÷5,2 | 24,6÷26,8 | 64,0÷66,0 | (0,7÷9,0).105 |
| По технически М условиям | 3,2÷5,5 | ≥5,0 | ≥ 14,0 | ≥ 30,0 | ≥ 3,0.105 |
Таблица. 6 1. Сопоставление характеристик металла корпуса ЦСД при наработке 100000 часов (сталь 15Х1М1ФЛ).
Существенно сниженными оказываются ударная вязкость и предел текучести
Цилиндры низкого давлений (ЦНД) изготавливаются сварными из листового металла и поэтому, обычно, в них отсутствуют пороки, присущие литым деталям. К характерным износам можно отнести эрозию некоторых поверхностей - цилиндра, однако, повреждения участков невелики и относительно легко устранимы.
Внутренние корпуса цилиндров турбин высокого давления К-300-340 ХТГЗ изготавливаются из стали 15ХШ1ФК1РЛ. Эта же сталь используется для изготовления сопловых коробок. Для наружного корпуса цилиндра высокого давления применена сталь 20ХМФЛ. Корпуса цилиндра среднего давления и корпуса клапана промежуточного перегрева отлиты из стали 15Х1М1ФЛ, механические свойства которой характеризуются значениями предела текучести 3,2÷5,5 МПа, предела прочности не менее 5,0Па, относительным удлинением >15%, относительным сужением не менее 35%, ударной вязкостью 3.105 Дж/м2 и более.
Корпусам стопорных и регулирующих клапанов присуши повреждения, аналогичные описанным повреждениям для корпусов ЦВД и ЦСД. Крупные трещины на корпусных деталях могут представлять серьезную угрозу для турбины и обслуживающего персонала, возможно, их мгновенное развитие с трудноопределимыми последствиями. Поэтому во время плановых ремонтов металл зоны трещины выбирают механическим инструментом и, при необходимости, заваривают. Однако наличие трещин в большинстве случаев не приводит к отказам в работе турбины.
| Наименование повреждений элементов, узлов или систем турбины | | Количество отказов,% |
| Проточная часть | |
| Система парораспределения | |
| Система регулирования | |
| Подшипники | |
| Система смазки | |
| Арматура и трубопроводы впределахтурбины | |
| Отказы без повреждений | |
| Отказы с повреждениями прочих элементов и узлов турбины |
Таблица 6.2Распределение отказов турбин
К-300-240 ЛМЗ.
Фланцы разъемов цилиндров стопорных и регулирующих клапанов соединяются с помощью шпилек и гаек. Пределы продолжительности работы крепежа определяются температурными условиями эксплуатации, Наиболее часто выходят из строя шпильки. В некоторых случаях на фланцевых разъемах ЦВД и ЦСД обрываются несколько шпилек. Турбина вынужденно останавливается из-за угрозы пропаривания и эрозионного износа поверхности фланцев. Места разрыва шпилек часто располагаются в их резьбовой части, но могут находиться и в зоне сплошного металла. Распространены повреждения из-за нарушения технологии изготовления, неправильной транспортировки и хранения, при монтаже - нарушение резьбы шпилек и гаек. Чаще всего резьба повреждается в период ремонтов при сбалчивании и разбалчивании фланцевых соединений турбин. Следует отметить, что геометрические размеры шпилек могут быть весьма большими (диаметр 160-200мм, длина до 1м), поэтому технология сбалчивания - сложная, трудоемкая и ответственная операция.
Надежность крепежа фланцевых разъемов корпусов цилиндров, стопорных и регулирующих клапанов важная составляющая для безотказной работы турбин и её обеспечению должно уделяться самое серьезное внимание.
6.1.2. Повреждение лопаточного аппарата паровых турбин
Значительный процент от общих повреждений составляют повреждения лопаток. Надёжность лопаточного аппарата зависит от конструкции, материала, действующих нагрузок, качества изготовления. Во многих случаях качество изготовления играет решающую роль для обеспечения надёжности, так как оно определяет частотные характеристики и, соответственно, отстройку от резонансных частот, возмущающих нагрузок. Особенно это важно при отстройке сложных колебательных систем "диск - лопатка - связи" при их аксиальных колебаниях. В этих случаях наблюдаются вибрационные поломки с изломами усталостного характера. Такие повреждения обычно связаны с конструктивными особенностями и могутбыть устранены изменением конструкции лопаточного аппарата.
Вибрационные поломки могут быть обусловлены повышенной концентрацией напряжений из-за недостаточных радиусов скругления при переходе от пера лопатки к хвостовику, недостаточной чистоты обработки поверхностей, наличия пороков в металле;
В некоторых случаях обрывы лопаток могут происходить из-за несоответствия фактического профиля пера лопатки проектному при отклонениях в размерах поперечного сечения на 1÷2 мм и более. Уменьшение площади и моментов инерции сечений приводит к снижению запасов прочности и соответствующим обрывам. Нередко поломка одной лопатки приводит к поломке соседних лопаток и, естественно, к аварийной остановке турбины.
Эрозионное повреждение рабочих лопаток под действием потока влажного пара характерно для последних турбинных ступеней части низкого давления. Эрозионный износ пропорционален степени влажности пара. Решение проблемы обеспечения эрозионной прочности особенно актуально для влажнопаровых турбин АЭС.
6.1.3. Нарушение прочности диафрагм
Диафрагмы - многочисленные элементы паровых турбин. Возможны поломки не только лопаток (наиболее часты отрывы кромок и трещины на выходных кромках), но и трещины в полотне в местах крепления лопаток. Отметим, что перепад давлений на диафрагму обуславливает прогиб. Вследствие ползучести остаточная деформация характеризуется прогибами: для чугунных диафрагм - 0,15÷0,2 мм, для стальных - 0,2÷0,3 мм. Вместе с упругими такие уровни деформаций могут быть опасными.
6.1.4. Отказы роторов
Обеспечение надёжности турбин всегда связано с обеспечением вибрационной надёжности роторов- турбин. Причины вибрации роторов: расцентровка или разбалансировка роторов, защемление стульев подшипников некачественная заливка вкладышей. Особую опасность представляют автоколебания роторов (низкочастотные вибрации).
6.1.5. Повреждение подшипников
Повреждения подшипников одна из частых причин аварийных остановов турбин (16 18%отказов). Повреждения вкладышей подшипников происходит при снижении давления масла, что может быть обусловлено как засорением сеток фильтров, так и срывными режимами работы главного масляного насоса. Даже кратковременное снижение давления масла достаточно для повреждения вкладышей подшипников, так как при 3000 об/мин ротора уже через 4-5 оборотов происходит их наплавление; по времени это составляет доли секунды. Причиной повреждения подшипников также может быть остаточный "прогиб" ротора, вызванный его неравномерным прогревом и пластической деформацией при несоблюдении правил эксплуатации. В это случае при пусках наблюдается значительное повышение температуры вкладышей с последующим выправлением баббита.
6.1.6 Отказы элементов регулирования
Повреждения элементов системы регулирования - достаточно частая причина отказов в работе турбины. Одна из причин -вибрационные поломкирегулирующих клапанов, работающих при частичных открытиях. При этом наблюдаются усталостные трещины на штоках клапанов и их обрывы, усталостные трещины на резьбе шпилек крепления к кожуху турбины сервомотора отсечного клапана, возможны усталостью повреждения сварных соединений труб маслопроводов системы - регулирования.Разрывы маслопроводов могут привести к пожарам, а в некоторых случаях - к разгону турбины.
6.2 Отказы газотурбинных агрегатов
Представленная в разделе классификация типичных причин отказов не может претендовать на полноту. Это обусловлено не только совокупной сложностью рабочих процессов ГТА, но и, во многом, одновременным воздействием и взаимосвязью полностью различных причин. В общем случае влияют особенности конструкции и выбранных материалов, особенности технологии производства и условия эксплуатации. К особенностям конструкции необходимо отнести, и несовершенство системы автоматического регулирования и зашиты. При анализе поломок обычно трудно разделить действие различных причин. Возможны ситуации, когда недостаточная конструкционная прочность дополняется производственными отклонениями в размерах (например; в значениях радиусов Закруглений) и несоблюдением требуемых условий эксплуатации. Возможны и случаи, когда материал детали соответствует максимальным современным требованиям, но неудовлетворительна работа системы охлаждения.
6.2.1 Повреждения лопаточного аппарата компрессоров и турбин
Отказы, относящиеся к лопаточным аппаратам, характерным для всех типов ГТ. При осмотрах лопаточных аппаратов обнаруживаются трещины, а также обрывы пера лопаток (рис. 6.1). Обрывы пера лопаток из-за разбалансировки могут приводить к резкому возрастанию амплитуды вибраций ротора турбомашины, что, в свою очередь требует остановки ГТА. Повреждения лопаточного аппарата компрессоров могут возникнуть и приобледенении, которое наблюдается при определенных атмосферных условиях. Утолщение лопаток ВНА при обледенении вызывает возрастание нестационарных нагрузок на РЛ и их усталостные поломки.
6.2.2. Отказы из-за наличия вращающегося срыва и помпажа.
При вращающемся срыве происходит изменение режима с переходом на уменьшенные πк и расходы воздуха, что сопровождается резким снижением КПД и повышением температуры газа. Рост температуры не позволяет увеличить расход топлива, чтобы увеличить частоту вращения ротора и выйти из режима "зависания" ГТА. Очевидно также, что режим вращающегося срыва всегда сопровождается повышенными вибрациями лопаток, как рабочих, так и направляющих.
Режимы помпажа, неустойчивых периодически колебательных процессов со значительными пульсациями всех параметров (давления, расхода и т.д.), обычно реализуются при наличии значительных присоединенных объемов, которые и определяют частоту колебательного процесса. Режим вращающегося срыва обычно предваряет режим помпажа. Режим помпажа наиболее опасен по забросам температуры (перегрев элементов, термоудар), так и по механическим нестационарным воздействиям на элементы ротора и статора.
6.2.3 Отказы из-за вибрации газотурбинного агрегата
Повышение вибрации турбоагрегата могут возникать не только из-за помпажа, но и по другим причинам, а потому их следует отнести к самостоятельней группе причин отказов.
Причиной повышенных вибраций может быть изменение условий посадок элементов роторов под действием центробежных сил инерции. Это возможно, в частности, в конструкциях, где диски турбомашины соединяются торцевыми шлицами и стяжными болтами (болтом) и усилие затяжки в условиях эксплуатации оказывается недостаточным. Повышенные вибрации наблюдаются и из-за близости рабочих оборотов к резонансным вследствие снижения собственных частот при нестабильности характеристик жесткости опор, или из-за неравномерных тепловых расширении опор и их расцентровок.
Отметим также, что кроме поперечных вибрации могут возникать и крутильные колебания (ТВД и вертолетные ГТ).
6.2.4. Разрушения дисков
Разрушения дисков турбин и компрессоров приводят к наиболее тяжелым последствиям - разрушению не только турбоагрегата, но, нередко, и турбоустановки. Разрушения дисков турбины обычно более часты по сравнению с разрушением дисков компрессора из-за более тяжелых условий работы и их существенно большей массы. Начальные повреждения дисков могут быть проконтролированы при технических осмотрах с помощью эндоскопической аппаратуры, что позволяет своевременно предотвратить аварийную ситуацию.
К характерным типам повреждений дисков турбин можно отнести трещины на ободе в пазах елочных замков. Наиболее частая причина этого - малоцикловая (термическая) усталость, особенно часто проявляющаяся при частых пусках и остановах ГТА. Возможны разрушения дисков и из-за перегрева, особенно в условиях статических перегрузок при "забросах" частоты вращения ротора.
Рост числа отказов может наблюдаться и при потере пластичности материалом дисков при работе в условиях высоких температур. Такая возможность должна предусматриваться и устраняться на этапе проектирования турбин и выбора материалов.
6.2.5 Повреждения камер сгорания
Повреждения камер сгорания - достаточно частая причина отказов ГТА, Причинами этого могут служить высокие рабочие температуры в условиях интенсивных акустических пульсации давления исоответственно, термическая усталость. Известны случаи разрушения стенок камеры, в результате которых листовые куски разрушенной стенки перекрывали межлопаточные каналы НА, что, в свою очередь, из-за повышения нестационарных нагрузок, приводило к поломке рабочих лопаток первой ступени и последующему разрушению всей проточной части ГТ.
При проектировании ГТ необходимо тщательно учитывать и оценивать условия работы КС, а также предусматривать возможность визуального контроля КС при периодических технических осмотрах.
Отказы в работе КС могут также наблюдаться при отказах в работе отдельных форсунок, что приводит к резкому возрастанию окружной неравномерности температур и термической нагруженное рабочих лопаток.
Неудовлетворительная работа форсунок может приводить и к образованию нагара, когда образующиеся при горении частицы кокса отлагаются на поверхности КС и НА первой ступени.
При использовании жидких топлив отказы в работе систем топливоподачи и зажигания возможны при низких температурах окружающей среды и несоответствующем составе топлива (наличие воды и т.д.).
6.3 Контроль отказов энергетических турбоустановок
На базе полученной с помощью карты отказов (КО) и ЭВМ информации Ростехэнерго ежегодно выпускает сборники по анализу работы и по обзору повреждений тепломеханического оборудования энергетических блоков и электростанций с поперечными связями (ТЭЦ и ГРЭС), а так же тепловых сетей. В сборниках представлен многосторонний анализ работы энергооборудования: структура парка основного оборудования, характеристика топлив и структура топливного баланса, данные по воднохимическому режиму, по потерям пара и конденсата.
Данные по эксплуатации котлов, по анализу источников отказов и их динамике обычно представлены в виде таблиц, графиков и гистограмм. Сведения об отказах котлов приводятся с подразделением по мощности, поверхностям нагрева, арматуре, вспомогательному оборудованию и по причинам, вызвавшим отказ. Публикуются показатели надежности котлов различных марок, параметров, заводов-изготовителей.
Специальный раздел посвящен показателям работы паровых турбин с классификацией их по типам. Приводятся значения средней нагрузки, коэффициентов рабочего времени, плановых и внеплановых простоев, оперативной готовности. Даются значения наработки на отказ, среднего времени восстановления, параметра потока отказов. Приводится динамика отказов турбин из-за недостатков конструкции и технологии изготовления по заводам, а также недостатков эксплуатации и дефектов ремонта. С этих позиций рассматриваются турбины различных типов, мощностей, параметров и заводов-изготовителей.
Один из разделов сборника посвящен анализу повреждений паропроводов, питательных трубопроводов и арматуры. Здесь также дается анализ распределения отказов по параметрам и мощностям энергоблоков и по причинам отказов ( дефекты технологии изготовления, монтажа, ремонта, недостатки эксплуатации и проектирования). Данные по отказам арматуры классифицируются по видам арматуры и по видам повреждений.
В специальном разделе сборника приводятся показатели надежности котлов, турбин и энергоблоков. Публикуются данные по коэффициентам рабочего времени, неплановых и плановых простоев, использования установленной мощности, оперативной готовности. Анализируются значения наработки на отказ, продолжительности текущих средних и капитальных ремонтов, времени восстановления, параметров потока отказов и удельного расхода условного топлива на отпущенную электроэнергию.
Показатели надёжности оборудования приводятся по электростанциям, РЭУ (ПЭО), по главкам,
Дополнительно к предыдущим показателям дается количество вынужденных простоев, количество пусков оборудования - общее и успешных Эти же данные приводятся по категориям мощности блоков, по моно- и дубль-блокампо типам котлов и турбин, по заводам-изготовителям. Приводится число отказов по видам оборудования и времени восстановления. Даются показатели надёжности блоков по возрастной структуре (для различной наработки).
Заключительные разделы сборников освещают вопросы модернизации и реконструкции оборудования и дают анализ аварий. Сборники заканчиваются выводами и рекомендациями.
Внедрение в практику работы энергетических предприятии Минэнерго СССР с 1975г. описанного выше порядка учета и расследования причин аварий и отказов с использованием карт отказов позволило применить ЭВМ для анализа причин отказов и разрабатывать эффективные меры недопущения аналогичных отказов в будущем. Однако опыт использования этой схемы и изучение зарубежного опыта показали, что она обладает рядом недостатков и требует дальнейшего совершенствования. В частности, она не включает всех необходимых сведений о наличном парке основного энергооборудования, его паспортных данных, о возрасте и эксплуатационных показателях. Ввиду этого для совершенствования системы отчетности на всех иерархических уровнях (электростанция, энергосистема, энергообъединение, министерство) вРостехэнерго разработана новая единая автоматизированная система сбора и обработки информации об эксплуатируемом энергооборудовании (ЕАСИ).
Ее внедрению предшествует трудоемкая работа по паспортизации основного и вспомогательного энергооборудования.
Система ЕАСИ включает в себя комплекс программ, предназначенных для обеспечения ввода, контроля и хранения информации об эксплуатируемом оборудовании Минэнерго России. ЕАСИ предназначена также для снабжения всех уровней отрасли информацией о составе и параметрах оборудования, находящегося в эксплуатации, об его техническом состоянии и надёжности, а также об использовании установленной мощности эксплуатируемого оборудования. Унифицированная система документации и централизованная система сбора и обработки информации должны обеспечить повышение оперативности и полноты информации, сокращение информационных потоков и исключение дублирования информации. В качестве предварительной разработки предлагается библиотека запросов, в которую включены следующие сведения: парк эксплуатируемого оборудования, возрастная структура оборудования, показатели надежности, использование установленной мощности оборудования и отказы.
Исходными данными библиотеки являются количество объектов, Находящихся в эксплуатации, вводимых в эксплуатацию и демонтированных, количество отказов, время восстановления после отказа, недоотпуск электрической и тепловой энергии, выработка электроэнергии, время работы и простоя в резерве, календарное время эксплуатации, длительность капитальных, средних и текущих ремонтов, длительность испытаний, количество пусков и др.
По этим данным рассчитываются показатели эксплуатации и надежность оборудования: средняя нагрузка, коэффициент рабочего времени, коэффициент неплановых простоев из-за отказов, коэффициент оперативной готовности, коэффициент плановых простоев, наработка на отказ, количество отказов на один агрегат, параметр потока отказов.
Функционирование EАСИ обеспечивается организацией сбора исходных данных путем заполнения ряда форм первичной документации, содержащих сведения о техническом состоянии и паспортных данных оборудования электростанций и сетей. Формы текущей документации EАСИ согласованы с ЦСУ России.
Информационная часть документов учитывает потребности всех уровней управления. Для каждого документа определен перечень реквизитов, необходимых для верхнего уровня
(Минэнерго России), заполнение которых является обязательным. Необходимость заполнения реквизитов паспортных карт, которые не являются необходимыми для верхнего уровня управления, определяется энергообъединением. Разрешается вводить в документы дополнительные реквизиты, которые необходимы для решения задач энергообъединения и энергопредприятия.
К документации по технической информации относятся документы, отражающие эксплуатационные характеристики, результаты технического обслуживания и ремонта оборудования. В текущую документацию включаются сведения о картах отказов, ремонте, балансе времени и мощности, ведомость устранения неисправностей и замен оборудования, сведения о наработке, о числе пусков и др.
Для Функционирования ЕАСИ необходима следующая документация: паспорта объектов учета (паротурбинных энергоблоков, очередей установок с поперечными связями, паровых котлов, турбин, элементов вспомогательного оборудования н др.). ЕАСИ должна выдавать следующие сведения: наработку, число пусков, количество проведенных капитальных и других ремонтов, картыбаланса времени и мощности, карты отказов, карты ремонтов, ведомости устраненных неисправностей, ведомости замен оборудования, показатели качества воды, пара и конденсата в установившемся и неустановившемся режимах работы энергоблоков и ТЭС с поперечными связями, оборудованных какпрямоточными, так и барабанными котлами.