Эксплуатация энергетических котлов сопровождается сложными физическими и химическими процессами в пароводяном тракте, в газовоздушном тракте, в металле, из которого изготовлены элементы энергооборудования.
Процессы горения, теплообмена, коррозии, образования отложений на поверхностях нагрева, изменения свойств и характеристик металла определяют в значительной мере показатели надежности котлов.
На рис. 2.10 показано распределение отказов котельного оборудования энергетических блоков ТЭС. Как видно, наибольшая повреждаемость котельного оборудования имеет место из-за ошибок эксплуатации. Существенная доля отказов возникает по причине недостатков конструкции и низкого качества ремонта.
Характерными отказами из-за недостатков проектирования на котлах являются большие тепловые разверки на поверхностях нагрева, ускоренный их золовой износ. В процессе изготовления котлов встречаются нарушения процесса гибки, литья, термообработки деталей из жаропрочных сталей, сварки.
При эксплуатации возможно несоответствие фактических характеристик углей нормативным, что приводит к отклонению от заданных значений объемов продуктов сгорания и температуры на выходе из топки. Следствием этого является нарушение работы конвективной части котла и увеличение золового износа теплообменных труб. Низкое качество воды и пара приводит к резкому увеличению отложений, повышению температуры металла труб и к их пережогу.
Рис. 2.10.
Интенсивность отказов основных элементов котлоагрегатов не одинакова. Например, классификация повреждений котельного оборудования энергоблоков 300 МВт выглядит следующим образом (табл. 2.1).
Таблица 2.1
Доля отказов основных элементов котельной установки энергоблока 300 МВт
Из табл. 2.1 видно, что подавляющая доля отказов котельной установки связана с нарушениями в работе поверхностей нагрева.
Безотказность, долговечность и другие показатели надежности самой поверхности нагрева зависят от характера и интенсивности процессов горения, теплообмена, коррозии, отложений, изменений свойств металлов. Причем частота неполадок в целом для поверхности теплообмена достаточно равномерно распределяется по характерным поверхностям (рис. 2.11). Несколько чаще повреждения получают экранные трубы и трубы пароперегревателей (КПП1 и КПП2).
Трубы экранов в эксплуатации подвергаются действию лучистой энергии, коррозионно-активной среды продуктов сгорания топлива, что при малой скорости циркуляции и нарушениях водяного режима приводит к их повреждениям и отказам в работе котлов (рис. 2.11).
Рис. 2.11.
по элементам
Заметное влияние на повреждаемость труб КПП оказывает приводящее к тепловым перекосам неравномерное поле температур по высоте газохода, в котором располагается пароперегреватель.
Пароперегреватели повреждаются ещё и потому, что при длительных наработках времени при температурах выше 500 °С структура металла претерпевает нежелательные изменения.
При работе котлов на твердом топливе износ газоходов летучей золой происходит вследствие ударов ее частиц о поверхность. В результате оксидная пленка на ограничивающих поверхностях разрушается и развивается эрозия. Износ чаще всего неравномерен. Наибольшая интенсивность износа имеет место в зонах повышенных скоростей и в потоках с наибольшей концентрацией золы.
С целью уменьшения золового износа скорость дымовых газов в дымоходах ограничивают до 7... 10 м/с. С другой стороны, при скоростях ниже 3 м/с возникают золовые заносы, вызывающие рост сопротивления и ухудшение теплообмена.
На прочность сварных швов влияют изменение температуры и коррозионные процессы. Наиболее интенсивно коррозия протекает при сжигании высокосернистых мазутов. Свищи (рис. 2.12) возникают в контактных сварных стыках из-за несоосности труб, пережима внутреннего сечения, непровара, трещин.
Рис. 2.12.
с дефектным швом
Продолжительность наработки от начала эксплуатации или капремонта до образования свища зависит от характера и величины дефекта и условий эксплуатации, качества воды, цикличности и амплитуды колебаний нагрузки агрегата, качества монтажа водяного экономайзера.
В большинстве случаев при возникновении повреждения в одной трубе, гибе или сварном шве, истекающая струя воды разрушает и соседние трубы. К моменту отключения котла и расхолаживания поврежденными оказываются несколько соседних труб.
Рис. 2.13.
Характерными для топок являются повреждения экранов, защищающих стены топочных камер (радиационный пароперегреватель и радиационный водяной экономайзер).
Вид поврежденной трубы фронтового экрана показан на рис. 2.13.
В барабанах котлов происходят обрывы циклонов, дырчатых и жалюзийных листов, крепежа, которые, попадая в отверстия водоопускных труб, перекрывают их. Скорость движения пароводяной среды в экранах снижается, металл труб перегревается и разрушается.
В экранах повреждаются сварные швы, образуются свищи.
В котлах сверхкритического давления трубы радиационных перегревателей повреждаются из-за высокотемпературной коррозии, приводящей к значительному износу стенок со стороны огневого обогрева. Это происходит при больших тепловых нагрузках. К тепловым перекосам приводит неравномерное поле температур по высоте газохода.
Ползучесть и сопровождающие ее повреждения труб (микротрещины) появляются в гибах интенсивнее, чем в прямых трубах. Это заставляет периодически менять отдельные элементы или целиком ступени перегревателя.
Отказы происходят и от неравномерного расширения труб, неодинаковых весовых нагрузок - сварные швы находятся в сложнонапряженном состоянии.
К возникновению недопустимых напряжений в сварных швах и околошовных зонах, вызывающих образование трещин, обрывов креплений и труб приводят и резкие колебания нагрузки котлов.
Повреждения барабанов и трубопроводов
Особое значение в обеспечении надежности котлов имеют котельные барабаны и гибы необогреваемых труб. Хотя надежности барабанов при проектировании, изготовлении, эксплуатации и ремонтах уделяется большое внимание, в них часто возникают повреждения, приводящие к длительным остановкам котлов.
Рис. 2.14.
Это - трещины, располагающиеся в зоне трубных отверстий, в металле цилиндрической части барабана, на внутренней поверхности днищ, в околошовной зоне приварки внутрибарабанных устройств к корпусам (рис. 2.14), а также дефекты основных кольцевых и продольных швов.
Основной причиной образования повреждений является превышение действующими напряжениями предела текучести материала, приводящее к появлению остаточной деформации. Повышенные напряжения возникают из-за наличия разности температур по толщине стенки по периметру и по длине барабана.
Особое значение при этом имеют циклические теплосмены на поверхностных слоях металла на внутренней стороне стенок при резких сменах температуры. Эти нестационарные режимы котла особенно опасны при его пусках и остановах.
Развитию трещин способствует действие на металл коррозионноактивной котловой воды. Она усиливает коррозионно-усталостные процессы в металле барабанов.
Наиболее опасны дефекты в основных сварных швах - они создают опасность крупных разрушений. Чаще других встречаются продольные и поперечные трещины в наплавленном шве на внутренней поверхности. Наблюдаются непровары, шлаковые включения, раковины, поры.
Глубина трещин бывает различна, но известны случаи, когда за 1 год она достигала 70 % от толщины.
На трубопроводах чаще всего повреждаются гибы. Здесь возникают коррозионно-усталостные повреждения. Недостаточная компенсация температурных удлинений вызывает повышенные напряжения.
Гибы питательных, водоопускных и пароотводящих труб разрушаются хрупко, гибы паропроводов перегретого пара, работающие в условиях ползучести, при разрушении деформируются.
Статья подготовлена на основе материалов сборника докладов VI Международной научно-технической конференции «Теоретические основы теплогазоснабжения и вентиляции» НИУ МГСУ.
Анализ работы систем теплоснабжения, проведённый сотрудниками научно-исследовательской лаборатории «Теплоэнергетические системы и установки» (НИЛ ТЭСУ) УлГТУ в ряде городов России, показал, что в связи с высокой степенью физического и морального износа тепловых сетей и основного оборудования теплоисточников надёжность систем постоянно снижается. Это подтверждается статистическими данными, например, число повреждений при проведении гидравлических испытаний в тепловых сетях города Ульяновска за восемь лет выросло в 3,5 раза . В некоторых городах (Санкт-Петербург, Самара и др.) произошли крупные аварии магистральных теплопроводов во время поддержания в теплосетях высоких температур и давлений, поэтому даже в сильные морозы температуру теплоносителя на выходе из теплоисточника не поднимают выше значений 90-110 °C, то есть теплоисточники вынуждены работать с систематическим недогревом сетевой воды до нормативной температуры («недотопом») .
Недостаточные затраты теплоснабжающих организаций на реновацию и капитальные ремонты тепловых сетей и оборудования теплоисточников приводят к существенному увеличению числа повреждений и к росту количества отказов централизованных систем теплоснабжения. Между тем, городские системы теплоснабжения относятся к системам жизнеобеспечения, и их отказ ведёт к недопустимым для человека изменениям микроклимата зданий. В таких условиях проектировщики и строители в ряде городов отказываются от теплофикации новых жилых районов и предусматривают там строительство местных теплоисточников: крышных, блочных котельных или индивидуальных котлов при поквартирном отоплении.
В то же время, федеральным законом №190-ФЗ «О теплоснабжении» предусматривается приоритетное использование теплофикации, то есть комбинированной выработки электрической и тепловой энергии для организации теплоснабжения в городах. Несмотря на то, что децентрализованные системы теплоснабжения не обладают термодинамическими преимуществами теплофикационных систем, их экономическая привлекательность сегодня выше, чем централизованных от ТЭЦ .
В то же время обеспечение заданного уровня надёжности и энергетической эффективности теплоснабжения потребителей является одним из основных требований, которые предъявляются при выборе и проектировании теплофикационных систем согласно федеральному закону №190-ФЗ «О теплоснабжении» и СНиП 41-02-2003 «Тепловые сети» . Нормативный уровень надёжности определяется тремя следующими критериями: вероятностью безотказной работы, готовностью (качеством) теплоснабжения и живучестью.
Надёжность систем теплоснабжения можно повысить либо за счёт повышения качества элементов, из которых они состоят, либо за счёт резервирования. Главной отличительной особенностью нерезервированной системы является то, что отказ любого её элемента приводит к отказу всей системы, а у резервированной системы вероятность такого явления существенно снижается. В системах теплоснабжения одним из способов функционального резервирования является совместная работа различных источников теплоты .
С целью повышения надёжности и энергетической эффективности систем теплоснабжения в НИЛ ТЭСУ УлГТУ созданы технологии работы комбинированных теплофикационных систем с централизованными основными и местными пиковыми теплоисточниками, которые объединяют в себе структурные элементы централизованных и децентрализованных систем теплоснабжения .
На рис. 1 показана структурная схема комбинированной теплофикационной системы с последовательным включением централизованных основных и местных пиковых теплоисточников . В такой системе теплоснабжения ТЭЦ будет работать с максимальной эффективностью при коэффициенте теплофикации, равном 1,0, поскольку вся тепловая нагрузка обеспечивается за счёт теплофикационных отборов пара турбин на сетевые подогреватели. Однако эта система обеспечивает лишь резервирование теплоисточника и повышение качества теплоснабжения за счёт местного регулирования тепловой нагрузки. Возможности повышения надёжности и энергетической эффективности теплофикационной системы в этом решении использованы не в полной мере.
Для устранения недостатков предыдущей системы и дальнейшего совершенствования технологий комбинированного теплоснабжения предложены комбинированные теплофикационные системы, с параллельным включением централизованных и местных пиковых теплоисточников , которые при понижении давления или температуры ниже установленного уровня позволяют гидравлически изолировать местные системы теплоснабжения от централизованной. Изменение пиковой тепловой нагрузки в таких системах производится путём местного количественного регулирования у каждого из абонентов за счёт изменения расхода сетевой воды, циркулирующей через автономные пиковые источники теплоты и местные системы абонентов. При аварийной ситуации местный пиковый источник теплоты может использоваться в качестве базового, и циркуляция сетевой воды через него и местную систему теплоснабжения осуществляется с помощью циркуляционного насоса. Анализ надёжности систем теплоснабжения проводят с позиций способности выполнения ими заданных функций. Способность теплофикационной системы выполнять заданные функции определяется её состояниями с соответствующими уровнями мощности, производительности и т.д. В связи с этим необходимо различать работоспособное состояние, частичный отказ и полный отказ системы в целом.
В НИЛ ТЭСУ УлГТУ созданы технологии работы комбинированных теплофикационных систем с централизованными основными и местными пиковыми теплоисточниками
Понятие отказа является главным при оценке надёжности системы теплоснабжения. Учитывая то обстоятельство, что теплоэнергетические установки и системы являются восстанавливаемыми объектами, отказы элементов, агрегатов и систем следует делить на отказы работоспособности и отказы функционирования. Первая категория отказов связана с переходом элемента или системы в момент времени т из работоспособного состояния в неработоспособное (или частично неработоспособное). Отказы функционирования связаны с тем, что система в данный момент времени т не обеспечивает (или частично не обеспечивает) заданный потребителем уровень теплоснабжения. Очевидно, что отказ работоспособности элемента или системы не означает отказ функционирования. И, наоборот, отказ функционирования может произойти и в том случае, когда отказа работоспособности не произошло. С учётом этого производят выбор показателей надёжности систем.
В качестве единичных показателей надёжности элементов или систем теплоснабжения в целом могут быть использованы известные показатели: λ(τ) — интенсивность (параметр потока отказов) отказов; μ(τ) — интенсивность восстановлений; P (τ) — вероятность безотказной работы в течение периода времени τ; F (τ) — вероятность восстановления за период времени τ .
Сравним надёжность традиционной и комбинированных теплофикационных систем с одинаковой тепловой нагрузкой 418,7 МВт, из которых базовая нагрузка в размере 203,1 МВт обеспечивается на ТЭЦ с турбиной Т-100-130 (расход сетевой воды 1250 кг/с), а пиковая нагрузка в размере 215,6 МВт пиковыми теплоисточниками. ТЭЦ и потребитель связаны двухтрубной тепловой сетью протяжённостью 10 км . В традиционной теплофикационной системе вся тепловая нагрузка обеспечивается на ТЭЦ. В одной комбинированной системе пиковый теплоисточник установлен последовательно централизованному (рис. 1), в другой — параллельно (рис. 2).
В котельной у потребителя устанавливается три водогрейных котла, один из которых резервный.
Как видно из рис. 1 и 2, любая теплофикационная система представляет собой сложную структуру. Расчёт показателей надёжности таких многофункциональных систем является достаточно трудоёмкой задачей. Поэтому для расчёта показателей надёжности таких систем используют метод декомпозиции, в соответствии с которым математическая модель расчёта показателей надёжности системы делится на ряд подмоделей. Это деление осуществляется по технологическому и функциональному признакам. В соответствии с этим в теплофикационной системе выделены основной теплоисточник (ТЭЦ), система транспорта теплоты от ТЭЦ к потребителям, децентрализованный пиковый источник теплоты и система распределительных сетей для покрытия отопительных нагрузок. Такой подход позволяет проводить расчёт показателей надёжности для отдельных подсистем независимо. Расчёт показателей надёжности всей теплофикационной системы осуществляется как для параллельно-последовательной структуры .
Теплофикационный блок ТЭЦ с точки зрения надёжности представляет собой сложную структуру последовательно соединённых элементов: котлоагрегата, турбины, теплофикационной установки. Для такой структурной схемы отказ одного из агрегатов приводит к отказу всей установки. Поэтому коэффициент готовности теплофикационного блока определится по формуле:
где k г ТЭЦ, k г к, k г т и k г ту — коэффициенты готовности всей ТЭЦ, котлоагрегата, турбины и теплофикационной установки, соответственно .
Стационарные значения коэффициента готовности k г для соответствующих элементов схемы определяются в зависимости от интенсивности восстановлений }
Загрузка...