Обеспечение надежности оборудования на стадии проектирования

Глава 2. Факторы, определяющие надежность энергетического оборудования на стадиях проектирования, изготовления и эксплуатации

Резюме

Итак, в результате изучения материала данной главы, Вы овладели понятием надежности и ее составляющими, научились классифицировать отказы по группам, узнали возможные причины этих отказов. Выяснили номенклатуру и объем плановых ремонтов. Ознакомились с отказами, случающимися с основным и вспомогательным оборудованием энергетического оборудования ТЭС и АЭС. Теперь Вы самостоятельно можете прогнозировать возможные отказы оборудования и заранее принимать меры к их предотвращению и устранению. Вы достигли необходимой квалификации в области работы теплоэнергетического оборудования с точки зрения его работоспособности с учетом возможных отказов, свободно можете понимать и использовать термины, связанные с надежностью оборудования и его отказами. При дальнейшем изучении дисциплины Вы будете использовать пройденный материал как основополагающую базу и, естественно ее необходимо пополнять за счет самостоятельной работы по самосовершенствованию в области знаний по данному разделу дисциплины.

 

 

В данной главе рассматривается обеспечение надежности энергооборудования на стадиях проектирования, изготовления и эксплуатации. Приведены способы увеличения степени надежности на всех стадиях существования энергооборудования.

Для успешного освоения данного материала необходимо владение знаниями о конструктивных особенностях основного и вспомогательного оборудования ТЭС и АЭС, особенностях его изготовления и эксплуатации, а также успешно освоить предыдущую главу.

Целями изучения главы является приобретение профессиональных понятий, знаний, умений и навыков. В результате изучения данной главы студент

будет знать:

1. Факторы, которые необходимо учитывать при проектировании энергооборудования;

2. Методы разработки тепловой схемы энергооборудования;

3. Влияние сжигания в кипящем слое, применения мембранных поверхностей нагрева, резервирования оборудования на надежность котла;

4. Требования к материалам энергооборудования;

5. Меры повышения надежности элементов котла при их изготовлении;

6. Как определяется допускаемое напряжение для элементов энергооборудования;

7. Факторы, которые необходимо учитывать при изготовлении энергооборудования;

8. Виды сварки и область ее применение при изготовлении деталей котла;

9. Способы закрепления труб;

10. Виды ремонта и его периодичность;

11. Процесс проведения диагностики котла и его элементов;

12. Что такое реконструкция и модернизация;

13. Суть и критерий технического перевооружения;

14. Роль автоматических систем управления в надежной эксплуатации станции;

будет уметь:

15. Учитывать факторы, повышающие надежность оборудования при его проектировании;

16. Разрабатывать тепловую схему;

17. Выбирать технологию изготовления деталей котла, увеличивающих его надежную работу;

18. Определять допускаемое напряжение;

19. Изготавливать наиболее надежное энергооборудование;

20. Планировать ремонт энергооборудования;

21. Отличать реконструкцию от модернизации;

22. Принимать решение о необходимости технического перевооружения, монтажа или реконструкции;

23. Совершенствовать уровень работы и эксплуатации электростанции;

сформирует навыки:

24. Безопасного проектирования, изготовления и эксплуатации энергооборудования;

25. Разработки тепловой схемы;

26. Определения допускаемого напряжения;

27. Выбора технологии изготовления отдельных элементов и энергооборудования в целом;

28. Планирования ремонта оборудования;

29. Проведения реконструкции, модернизации, технического перевооружения;

30. Совершенствования уровеня работы и эксплуатации электростанции.

будет пониматьспециальные термины:

тепловая схема, допускаемое напряжение, электрогидроимпульсная развальцовка (ЭГР), модернизация, реконструкция, автоматизированные системы управления (АСУ), автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУ ТП).

Глава состоит из четырех параграфов.

 

 

В разделе имеется информация о мерах принятых при проектировании энергооборудования и необходимых его для надежной работы.

 

Главные факторы, которые должны учитываться при прогнозировании надежности энергетического оборудования:

1. Конструкция агрегата, определяющая механические и термические напряжения в металле, величину теплового потока на поверхностях нагрева, степень неравномерности их обогрева, уровень температур металла и динамику их изменения, скорости движения рабочей среды, полноту дренирования и вентиляции поверхностей нагрева. Особенное влияние оказывают конструктивные решения, определяющие (прямо или косвенно) температуру металла, от которой зависят процессы ползучести и релаксации напряжений, скорость коррозии и образование накипи.

2. Конструкционные материалы, определяющие чувствительность оборудования к различным видам коррозионных повреждений, к отдельным химическим примесям в теплоносителе (хлориды, щелочи, кислород), а также к эрозионным воздействиям со стороны топочных газов или рабочих тел.

3. Технология изготовления и монтажа. Ее влияние усиливается с ростом единичных мощностей энергоблоков в связи с тем, что при этом возрастает количество однотипных элементов, из которых монтируется энергооборудование. Чтобы надежность агрегата увеличенной мощности в целом не снизилась, необходимо повышать надежность входящих в его состав монтируемых элементов (гибов труб и сварных соединений котлов, вальцовочных и сварных соединений теплообменников и т. п.). Например, чтобы вероятность безотказной работы агрегата, состоящего из 2000 элементов, была равна 0,95, степень надежности каждого из входящих в его состав элементов должна быть не менее

Очевидно, что с увеличением единичной мощности агрегата, а следовательно, и количества входящих в него элементов надежность каждого из них должна соответственно возрасти.

4. Водно-химический режим, который должен обеспечивать практическое отсутствие коррозии металла и нерастворимых отложений по всему пароводяному тракту. В противном случае нарушается расчетный режим теплообмена, повышается температура металла, развиваются процессы ползучести, высокотемпературной коррозии и окалинообразования. Известные водно-химические режимы по-разному обеспечивают коррозионную устойчивость различных материалов общего тракта энергоблока, поэтому правильный их выбор и точное соблюдение водно-химического режима эксплуатации энергооборудования должны обеспечиваться еще при его проектировании с учетом нарастающего в последние годы загрязнения источников водоснабжения электростанций.

5. Режим эксплуатации, зависящий от характера нагрузки станции, качества сжигаемого топлива, четкости работы систем автоматизации и защиты; организация профилактики и ремонта, число и продолжительность простоев, условия консервации неработающего оборудования. Очень важно, чтобы вызываемые эксплуатационными воздействиями физическое старение и исчерпание ресурса элементов оборудования укладывались в расчетные сроки, службы, а организация технического обслуживания и ремонта обеспечивали бы соответствие восстановленного агрегата его первоначальному состоянию.

Для энергетического оборудования характерен длительный срок эксплуатации (десятки лет), в течение которого масса замененных запасных частей может многократно превышать массу самих агрегатов. Следовательно, управление надежностью такого оборудования должно осуществляться не только на стадиях проектирования, изготовления и монтажа, но и в процессе эксплуатации.

Ремонтопригодность определяет длительность внеплановых простоев, трудоемкость и длительность ремонтных работ. Решающая роль в обеспечении ремонтопригодности принадлежит конструктору. Например, при проектировании крупногабаритного энергооборудования конструктор должен размещать элементы с надежностью (особенно сварные соединения), а также всевозможные люки и лазы в доступных местах; предусматривать ремонтные проемы, возможность использования грузоподъемных устройств и т. п. При этом важно удовлетворять требованиям взаимозаменяемости элементов и узлов, что позволяет вести ремонт агрегатным методом (например, заменять роторы тягодутьевых машин, трубные пучки теплообменников, детали и узлы турбин и т. п.).

Сохраняемость оборудования имеет большое практическое значение, так как при сооружении электростанций оно часто пролеживает на площадке в ожидании монтажа или укрупнительной сборки.

Своевременная и научно-обоснованная разработка норм надежности осуществляется:

– при проектировании и изготовлении оборудования – головным НИИ по проектированию энергооборудования, а также главным конструктором (главным инженером проекта), главным технологом и главным сварщиком предприятия–изготовителя;

– при эксплуатации и ремонтах – головным НИИ по исследованиям в области теплотехнических процессов и специализированной ремонтной организацией.

Многие виды крупного теплотехнического оборудования не могут пройти на заводе–изготовителе общую сборку и полномасштабные испытания на рабочих режимах. Монтаж, наладочные и доводочные работы на электростанции являются, таким образом, завершающими операциями процесса изготовления такого оборудования. В этих условиях система оценки и прогнозирования состояния энергооборудования должна базироваться на использовании методов и средств технической диагностики как основы повышения технико-экономических характеристик эксплуатации. Необходимость использования технической диагностики как наиболее достоверного источника информации о надежности оборудования обусловлена также тем, что длительность создания уникального энергооборудования от выдачи заявки на проектирование до вывода его на устойчивую работу с проектными показателями очень велика. При этом, как правило, отсутствует разрыв между выпуском головного образца и началом серийного производства. В результате конструктивные и технологические недоработки, ошибки в схемных решениях и т. п., выявленные при отработке головного образца, приходится устранять на значительном количестве действующих энергоблоков с соответствующими затратами. В этих условиях крайне важно обеспечить действующее оборудование средствами технической диагностики и организовать четкую систему сбора и обработки данных о работе деталей, узлов и агрегатов. Такая информация необходима не только эксплуатационникам, но прежде всего конструкторам и технологам, которые должны учитывать ее при разработке новых изделий и прогнозировании их надежности.

Гарантируемые в технической документации показатели надежности закладываются в ходе проектирования по следующим основным направлениям:

1) выбор и расчет тепловой схемы;

2) применение конструктивных решений, учитывающих качество топлива и воды, особенности компоновки оборудования, а также сейсмичность района;

3) резервирование оборудования, его узлов и элементов;

4) выбор конструктивных материалов и способов контроля, соответствующих особенностям эксплуатации;

5) выполнение комплекса расчетов (тепловых, прочностных, гидравлических, аэродинамических и др.) для обоснования решений по выбору конструкций агрегатов, узлов и их отдельных элементов;

6) отработка конструкторских решений на технологичность, обеспечивающая качественное и экономичное изготовление оборудования на основе прогрессивных технологических процессов.

В современной тепловой энергетике обеспечение надежности осложняется широким внедрением мощных энергоблоков сверхкритического давления (СКД) на твердом топливе ухудшенного качества. Особенно это касается котлов, так как на них приходится большая часть аварийных остановок. Кроме того, номенклатура котлов из-за разнообразия топлив значительно шире, чем номенклатура, например, турбин.

Большое влияние на надежность котлов оказывает выбор тепловой схемы, определяющей распределение тепловосприятий и последовательность размещения видов и элементов поверхностей нагрева в потоках продуктов сгорания. Особенно важен выбор температуры в «реперных» точках – перед основными поверхностями нагрева, которая определяется в основном свойствами топлива и его золы.

Сложность и ответственность принятия решений по тепловой схеме котлоагрегата, многовариантность задачи вызывают необходимость проведения многочисленных расчетов и требуют большого конструкторского опыта. В связи с этим все большее развитие получают системы автоматизированного проектирования (САПР) на базе современной вычислительной техники.

На практике применяются два метода разработки тепловой схемы:

1. Основан на использовании прототипа, незначительно отличающегося по производительности и параметрам пара и рассчитанного для близкого по характеристикам топлива. Этот метод позволяет сократить объемы рабочего проектирования и подготовки производства, так как возможно использование применявшихся ранее узлов котла полностью или с небольшими изменениями.

2. Заключается в выборе элементов тепловой схемы с предварительным распределением тепловосприятия по элементам и проведением конструкторского теплового расчета поверхностей нагрева. Это более системный метод, поддающийся математическому моделированию и позволяющий, как и первый, использовать готовые, ранее апробированные решения и требования унификации. Созданный для этого алгоритм расчета тепловой схемы позволяет создать программу конструктивного расчета котла и поузловой оптимизации его элементов.

Использование современной вычислительной техники и математического обеспечения, учитывающего опыт проектирования и эксплуатации, а также требования производства, является одним из эффективных путей обеспечения надежности энергооборудования на стадии его проектирования.

Развитие теплоэнергетики все более ориентируется на использование низкосортных углей. К таким углям относится, например, экибастузский уголь, широко используемый на электростанциях Урала и Казахстана. Его характерной особенностью является высокая зольность, достигающая при валовой выемке 50% (в отдельных партиях – до 60%). Это затрудняет воспламенение и выгорание топлива, увеличивает абразивный износ пылеприготовительного оборудования и конвективных поверхностей нагрева. Несмотря на высокую температуру плавления золы, имеют место случаи интенсивного шлакования экранов топки, особенно при подсветке мазутом.

По этим причинам в принципиальной схеме котлов производительностью 950 и 1650 т/ч, специально разработанных для сжигания экибастузского угля, предусматривается:

1) применение вихревых горелок со встречным их расположением в прямоугольной топке;

2) сушка топлива горячим воздухом (300–350°С), что позволяет получить температуру аэросмеси 120–180°С и улучшить процесс горения;

3) снижение скорости газов в конвективной шахте до 6–7 м/с и установка специальных защитных элементов с целью снижения опасности общего золового износа труб конвективных поверхностей нагрева;

4) применение трубчатых воздухоподогревателей взамен регенеративных с использованием крупноблочных секций, рациональных схем движения греющей и обогреваемой сред и специальных золозащитных устройств.

Значительное уменьшение износа и повышение надежности котлов достигается при сжигании твердого топлива в кипящем слое (КС).

Определились три основных разновидности процесса: стационарный низкотемпературный КС; стационарный высокотемпературный КС; циркулирующий КС.

Сжигание в кипящем слое позволяет:

1) обеспечить использование забалластированного твердого топлива с зольностью до 80%, что превосходит возможности всех известных топочных устройств;

2) резко снизить объемы вредных выбросов с уходящими газами, в том числе оксидов азота благодаря низким температурам горения и оксидов серы за счет связывания их солями кальция и магния, содержащимися в исходном топливе, а в случае недостаточного их количества – путем добавки в слой известняка;

3) уменьшить габаритные размеры и удельную металлоемкость котлов не менее чем на 25–30% путем интенсификации теплообмена в КС, где могут размещаться испарительные и пароперегревательные поверхности нагрева.

Для значительной части топлив ухудшенного качества с достаточно высоким выходом летучих перспективно применение также двухзонных топочных устройств с двухступенчатым сжиганием, сочетающих факельное сжигание в верхней части топки и сжигание в КС в нижней ее части.

Таким образом, сжигание твердого топлива в КС обеспечивает улучшение экологических показателей и повышение надежности котлов благодаря сокращению их металлоемкости и резкому снижению агрессивности топочных газов.

Другим путем повышения экономичности и надежности котельного оборудования является интенсификация теплообмена путем применения мембранных конвективных поверхностей нагрева, образованных сваренными между собой оребренными трубами со свободными от ребер участками в местах гибов труб. По сравнению с гладкотрубными экономайзерами для котла производительностью 670 т пара в час такие мембраны позволяют уменьшить удельный расход труб на 39,6%, уменьшить высоту конвективной шахты на 3,7 м, снизить аэродинамическое сопротивление на 25% и гидравлическое – на 30%. Кроме того, при этом кардинально решается сложная задача крепления поверхностей нагрева в газоходе и обеспечивается стабильность проходного сечения для газов, что способствует уменьшению интенсивности золового износа и заноса.

Обеспечение надежности на стадии проектирования углеразмольного оборудования. Здесь применяются методы расчета технологических параметров, использующие принцип наихудшего случая. Кроме того, в схеме топливоприготовления обязательно предусматривается резервирование углеразмольного оборудования, позволяющее при остановке отдельных мельниц обеспечивать номинальную паропроизводительность котла, работающего на ухудшенном топливе.

Резервирование отдельных видов оборудования, а также их элементов и узлов является распространенным способом повышения надежности энергоустановок при их проектировании. Так, на многих тепловых электростанциях, где установлены блоки мощностью до 210 МВт, котлы и турбины подключаются к общему паропроводу; на ряде станций (особенно на ТЭЦ) широко применяются дубль–блоки, когда два котла работают на одну турбину. В этих случаях выход из строя одного котла не приводит к остановке турбины. На АЭС устанавливают на каждый реактор по две турбины половинной мощности.

Особое значение для обеспечения надежности энергетического оборудования имеет выбор конструкционных материалов. Сложные условия, в которых работают наиболее ответственные элементы оборудования, выдвигают ряд специфических, порой противоречивых требований к материалам. Так, металлы для обогреваемых труб, нагруженных внутренним давлением, должны обладать высокой прочностью, но и быть достаточно пластичными; обладать высоким сопротивлением к коррозионным воздействиям со стороны транспортируемой среды и со стороны продуктов сгорания топлива; быть устойчивыми к эрозии. Заложить в материал комплекс необходимых свойств непросто, но еще сложнее сохранить его в процессе выполнения технологических операций при изготовлении, монтаже, ремонтах и в процессе длительной эксплуатации оборудования. Поэтому разработка новой марки стали обязательно включает в себя комплекс исследований по влиянию различных технологических переделов (начиная с процессов выплавки и прокатки) на служебные характеристики металла. Только после проведения таких исследований решается вопрос аттестации новой марки стали и разрешается ее применение.

Расчетный срок службы выпускаемого оборудования, исходя из характеристик длительной прочности металла, принимают обычно 100 тысяч часов, что соответствует 14–20 годам эксплуатации. Ограничения по расчетному сроку службы обусловливаются процессом ползучести, опасностью разрушения от исчерпания длительной прочности металла элементов, работающих при высоких давлениях и температурах, а также вследствие воздействия радиации, коррозии и эрозии. Опыт успешной эксплуатации энергооборудования сверх указанного расчетного срока, а также результаты исследований в области конструктивной прочности позволили обосновать увеличение расчетного срока службы металла в теплоэнергетике до 200 тысяч часов для таких видов оборудования, как трубопроводы, арматура, теплообменники.

Особые требования предъявляются к сталям для котлостроения. Они должны обладать высокой жаропрочностью, хорошей деформационной способностью при длительной эксплуатации в условиях ползучести (длительной пластичностью), коррозионной стойкостью в среде продуктов сгорания энергетических топлив, в воде и в водяном паре, а также технологичностью при сварке и гибке в горячем и холодном состояниях. Сварные соединения из этих сталей также должны быть устойчивы против локальных разрушений. Кроме того, учитывая высокую металлоемкость котельного оборудования и трубопроводов, заметим, что перечисленные показатели должны достигаться при минимальном объеме легирования дорогостоящими и дефицитными элементами– никелем, молибденом, вольфрамом, ниобием.

Требования к материалам, используемым в атомном машиностроении, регламентируются особыми правилами и являются наиболее высокими. Так, комплекс требований, предъявляемых к материалам для сосудов под давлением АЭС, предусматривает:

– высокие значения временного сопротивления, предела текучести и показателей циклической прочности, а в том случае, если сосуд работает при повышенных температурах,

– высоких пределов длительной прочности и ползучести;

– регламентацию критической температуры перехода в хрупкое состояние с запасом, учитывающим ухудшение этого показателя в результате облучения, старения и циклической усталости;

– такие показатели пластичности металла, которые обеспечивают снятие локальных пиков напряжений около концентраторов без образования трещин и проведение технологических операций холодного и горячего формоизменения;

– высокую радиационную, коррозионную и эрозионную стойкость.

Для обеспечения коррозионной стойкости оборудования внутренней поверхности сосудов и трубопроводов АЭС, как правило, применяется покрытие из нержавеющей стали.

Исходными заготовками для базовых элементов ядерных реакторов и паровых турбин служат уникальные поковки, изготовляемые из слитков весом до 300 т (в отдельных случаях – до 450 т).

Литые детали статорной части турбин, корпуса арматуры, фасонные элементы трубопроводов относятся к числу наиболее уязвимых элементов из-за свойственных отливкам несплошностей, неравномерности химического состава и физических свойств.

Повышение качества металла отливок достигается:

– конструктивными;

– технологическими мерами.

Кардинальное решение проблемы повышения надежности корпусных и фасонных элементов, состоит в переходе от литья к штампованным и штампосварным конструкциям.

Крепежные детали турбин изготовляют из хромомолибденовых и хромомолибденованадиевых сталей. В процессе их эксплуатации при высоких температурах происходит снижение пластичности и сопротивления хрупким разрушениям. Один из способов повышения эксплуатационной надежности крепежа – совершенствование режимов термообработки путем выбора оптимальных охладителей, температуры нагрева и скорости охлаждения при закалке.

Прочность элементов и узлов является одним из решающих условий надежности, закладываемых при проектировании энергооборудования. Расчет на прочность может выполняться по предельным напряжениям или по предельным нагрузкам. В первом случае предельным состоянием, определяющим потерю несущей способности, считается достижение предела текучести в ограниченной части конструкции и переход ее в пластическое состояние. Во втором случае опасной нагрузкой считается такая, которая вызывает общую пластическую деформацию всей конструкции. Расчет по предельным напряжениям применяют для конструкций из хрупких материалов. При расчете конструкций, в которых применяются материалы с высоким уровнем пластичности (что характерно для энергомашиностроения), используют, как правило, метод расчета на прочность по предельным нагрузкам. Это позволяет более точно оценить несущую способность конструкций и снизить металлоемкость по сравнению с первым методом.

Важнейшими исходными показателями при выполнении расчетов на прочность являются допускаемые напряжения и коэффициенты запаса прочности. Допускаемое напряжение –наименьшее его значение, получаемое при делении известного показателя прочности металла при одноосном растяжении на коэффициент запаса прочности. В зависимости от температурных условий эксплуатации в качестве показателя прочности принимают временное сопротивление при комнатной температуре , условные пределы текучести при комнатной и расчетной температурах и.

Для металла стальных отливок, учитывая свойственные ему недостатки, допускаемые напряжения для соответствующих марок стали и рабочих температур уменьшают на 15% в случае проведения 100%-ного неразрушающего контроля и на 25% в остальных случаях.

Порядок расчета на прочность различных элементов котлоагрегатов (трубы прямые и гнутые, цельносварные газоплотные поверхности нагрева, сосуды, барабаны, коллекторы, днища, трубные доски, тройники, конические переходы, трубопроводы и т. д.), а также требования к проектированию и изготовлению различных видов знергооборудования регламентируются нормативно-технической директивной документацией, которая формируется на трех уровнях:

– государственный (ГОСТы);

– отраслевой (отраслевые стандарты, правила контроля, руководящие технические материалы);

– заводской (стандарты предприятий).

 

Контрольные вопросы:

1. Как можно увеличить надежность оборудования при проектировании?

2. Как можно увеличить надежность оборудования с помощью конструкционных материалов?

3. Как можно увеличить надежность оборудования при монтаже?

4. Как с помощью водно-химического режима обеспечивается надежность энергетического оборудования?

5. Как можно увеличить надежность оборудования при эксплуатации?

6. Кому принадлежит решающая роль в обеспечении ремонтопригодности энергооборудования?

7. Какие показатели надежности закладываются в ходе проектирования в технической документации?

8. Почему в современной тепловой энергетике осложняется обеспечение надежности энергооборудования?

9. Как связаны надежность энергооборудования и выбор тепловой схемы?

10. Какие методы разработки тепловой схемы существуют?

11. Какие сложности возникают при сжигании низкосортных углей?

12. Какой метод сжигания применяют для низкосортных углей? В чем его преимущества перед другими методами?

13. Какие преимущества дает использование мембранных поверхностей нагрева?

14. Каким образом обеспечивается надежность на стадии проектирования углеразмольного оборудования?

15. В чем заключается суть резервирования? Что оно дает?

16. Какое значение имеет выбор конструкционного материала на обеспечение надежности энергооборудования?

17. Сколько часов составляет расчетный срок службы энергетического оборудования?

18. Какие требования предъявляют к сталям для котлостроения?

19. Какие меры применяют для обеспечения коррозионной стойкости энергооборудования?

20. Как в энергомашиностроении используют поковки?

21. Как в энергомашиностроении используют литые детали?

22. Как достигается увеличение качества металла отливок?

23. Каким образом с помощью поковок увеличивают надежность оборудования?

24. Каким образом увеличивают надежность крепежа?

25. В чем разница между расчетом на прочность по предельным напряжениям и по предельным нагрузкам?

26. Какой из методов расчета используют в котлостроении? Почему?

27. Каким образом определяются допускаемые напряжения?