Меню

Что такое турбинное оборудование тэс



Принцип работы и устройство тепловой электростанции (ТЭС/ТЭЦ)

ТЭЦ

Принцип работы теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) основан на уникальном свойстве водяного пара – быть теплоносителем. В разогретом состоянии, находясь под давлением, он превращается в мощный источник энергии, приводящий в движение турбины теплоэлектростанций (ТЭС) — наследие такой уже далекой эпохи пара.

Первая тепловая электростанция была построена в Нью-Йорке на Перл-Стрит (Манхэттен) в 1882 году. Родиной первой российской тепловой станции, спустя год, стал Санкт-Петербург. Как это ни странно, но даже в наш век высоких технологий ТЭС так и не нашлось полноценной замены: их доля в мировой энергетике составляет более 60 %.

И этому есть простое объяснение, в котором заключены достоинства и недостатки тепловой энергетики. Ее «кровь» — органическое топливо – уголь, мазут, горючие сланцы, торф и природный газ по-прежнему относительно доступны, а их запасы достаточно велики.

Большим минусом является то, что продукты сжигания топлива причиняют серьезный вред окружающей среде. Да и природная кладовая однажды окончательно истощится, и тысячи ТЭС превратятся в ржавеющие «памятники» нашей цивилизации.

Принцип работы

Для начала стоит определиться с терминами «ТЭЦ» и «ТЭС». Говоря понятным языком – они родные сестры. «Чистая» теплоэлектростанция – ТЭС рассчитана исключительно на производство электроэнергии. Ее другое название «конденсационная электростанция» – КЭС.

Схема работы ТЭЦ

Теплоэлектроцентраль – ТЭЦ — разновидность ТЭС. Она, помимо генерации электроэнергии, осуществляет подачу горячей воды в центральную систему отопления и для бытовых нужд.

Схема работы ТЭЦ достаточно проста. В топку одновременно поступают топливо и разогретый воздух — окислитель. Наиболее распространенное топливо на российских ТЭЦ – измельченный уголь. Тепло от сгорания угольной пыли превращает воду, поступающую в котел в пар, который затем под давлением подается на паровую турбину. Мощный поток пара заставляет ее вращаться, приводя в движение ротор генератора, который преобразует механическую энергию в электрическую.

Далее пар, уже значительно утративший свои первоначальные показатели – температуру и давление – попадает в конденсатор, где после холодного «водяного душа» он опять становится водой. Затем конденсатный насос перекачивает ее в регенеративные нагреватели и далее — в деаэратор. Там вода освобождается от газов – кислорода и СО2, которые могут вызвать коррозию. После этого вода вновь подогревается от пара и подается обратно в котел.

Теплоснабжение

Вторая, не менее важная функция ТЭЦ – обеспечение горячей водой (паром), предназначенной для систем центрального отопления близлежащих населенных пунктов и бытового использования. В специальных подогревателях холодная вода нагревается до 70 градусов летом и 120 градусов зимой, после чего сетевыми насосами подается в общую камеру смешивания и далее по системе тепломагистралей поступает к потребителям. Запасы воды на ТЭЦ постоянно пополняются.

Как работают ТЭС на газе

Схема ТЭС на газе

По сравнению с угольными ТЭЦ, ТЭС, где установлены газотурбинные установки, намного более компактны и экологичны. Достаточно сказать, что такой станции не нужен паровой котел. Газотурбинная установка – это по сути тот же турбореактивный авиадвигатель, где, в отличие от него, реактивная струя не выбрасывается в атмосферу, а вращает ротор генератора. При этом выбросы продуктов сгорания минимальны.

Новые технологии сжигания угля

КПД современных ТЭЦ ограничен 34 %. Абсолютное большинство тепловых электростанций до сих пор работают на угле, что объясняется весьма просто — запасы угля на Земле по-прежнему громадны, поэтому доля ТЭС в общем объеме выработанной электроэнергии составляет около 25 %.

Процесс сжигания угля многие десятилетия остается практически неизменным. Однако и сюда пришли новые технологии.

Чистое сжигание угля (Clean Coal)

Чистое сжигание угля (Clean Coal)

Особенность данного метода состоит в том, что вместо воздуха в качестве окислителя при сжигании угольной пыли используется выделенный из воздуха чистый кислород. В результате, из дымовых газов удаляется вредная примесь – NОx. Остальные вредные примеси отфильтровываются в процессе нескольких ступеней очистки. Оставшийся на выходе СО2 закачивается в емкости под большим давлением и подлежит захоронению на глубине до 1 км.

Метод «oxyfuel capture»

Чистое сжигание угля (Clean Coal)

Здесь также при сжигании угля в качестве окислителя используется чистый кислород. Только в отличие от предыдущего метода в момент сгорания образуется пар, приводящий турбину во вращение. Затем из дымовых газов удаляются зола и оксиды серы, производится охлаждение и конденсация. Оставшийся углекислый газ под давлением 70 атмосфер переводится в жидкое состояние и помещается под землю.

Метод «pre-combustion»

Уголь сжигается в «обычном» режиме – в котле в смеси с воздухом. После этого удаляется зола и SO2 – оксид серы. Далее происходит удаление СО2 с помощью специального жидкого абсорбента, после чего он утилизируется путем захоронения.

Пятерка самых мощных теплоэлектростанций мира

ТЭС Touketuo

Первенство принадлежит китайской ТЭС Tuoketuo мощностью 6600 МВт (5 эн/бл. х 1200 МВт), занимающей площадь 2,5 кв. км. За ней следует ее «соотечественница» — Тайчжунская ТЭС мощностью 5824 МВт. Тройку лидеров замыкает крупнейшая в России Сургутская ГРЭС-2 – 5597,1 МВт. На четвертом месте польская Белхатувская ТЭС – 5354 МВт, и пятая – Futtsu CCGT Power Plant (Япония) – газовая ТЭС мощностью 5040 МВт.

Сургутская ГРЭС-2

Сургутская ГРЭС-2
Понравился пост? Есть что сказать? Присоединяйтесь:

Да и ядерные электростанции тоже на паровых турбинах,просто там котел не угольный,ядерный.И солнечные электростанции тоже на пару,это те что в жарких пустынных местах.Казалось бы что солнечные батареи это просто фигня по сравнению с гигантскими ТЭС или ГЭС не говоря уже о АЭС?Ведь эффективными солнечные электростанции могут быть только в Австралии или Сахаре . Как маломощная солнечная батарея может хоть в чем то создавать конкуренцию этим Титанам?Неужели»зеленые» этого не понимают?Но всё дело в подходе к электроснабжению.В природе нет центральных станций хлорофилла снабжающих целый лес,каждое растение это солнечная министанция.Если каждый дом будет оснащён солнечной батареей и ветряком то электроэнергия будет поставляться только тогда когда когда будет нехватка энергии от батареи.А если еще и будет большой повербанк то еще лучше.Но при таком раскладе теряют деньги владельцы больших электростанций?И они запускают свое влияние на то чтобы ставить палки в колеса этим идеям.

Если на свой дом вы поставите ветряк вас линчуют соседи. В Новосибирске есть фанат альтернативной энергии, на участке собрал все варианты. Вот от ветряка ему пришлось отказаться по выше указанной причине.

Короче,владельцы электростанций хают во всю зеленые технологии.Ведь столько денег которые собирают с населения они не дополучат.Но вместо того чтобы сделать по уму как некоторые когда владельцы электростанций которые вкладывают свои средства в производство этих самых солнечных батарей и тем самым отбывают свои доходы.У нас как обычно все по другому.Что например мешает у нас господину Ахматову чтобы вложить деньги в производство и обслуживание солнечных батарей или ветряков вместо того чтобы употреблять свое влияние на противоположные действия. Ведь иностранное оборудование стоит еще очень дорого,а возвращение экономики ВВП Украины к довоенному уровню прогнозируют только через 3-4 года.И то того не факт.

Стоимость киловатта энергии от солнечной панели в 4-5 раз дороже чем из розетки даже с учетом эксплуатации в течении 15 лет. Поэтому ее экономично использовать на удаленных объектах, так как электроэнергия от дизеля будет еще дороже.

Ну да.Только немцы,голландцы и другие этого не знают.И порой половину энергии получают из альтернативной энергетики.Но обычно четверть -треть.Откуда им это знать?Вот и строят на полях ветряки,смотришь из туристического автобуса ровная дорога,подстриженные,аккуратные поля и ветряки.Один за другим.Ни хрена короче немцы не понимают.Зачем столько настроили?

Ключевое слово — в полях. Подальше от жилья. У меня сосед чуть по морде не получил из-за вертушки на флюгере. Вы не представляете, как бесит это жужжание в любой час суток.

Читайте также:  Высокогорский завод нестандартного оборудования

Видел в на некоторых ресурсах что российские чиновники хотят отделить российский интернет от мирового,да и границу прикрыть.Так что возможно вам и не будет с кем спорить.Избавитесь от моей прямоты,которая как луч фонарика светит прямо в глаза.Что бывает неудобно.Короче не будет кому высвечивать,светить.

Ну вряд ли такой такой идиотизм воплотится в жизнь. Любая думка — самый большой цирк в стране. А там есть и белые и рыжие клоуны. профессионалы и любители. Для ваших соотечественников запрет яндекса и прочего не сильно помешал.

Превращение России в Северную Корею уже не за горами, чтобы сохранить свой образ жизни политические проститутки пойдут на многое, предполагаю, в случае массовых возмущений приказы на расстрелы отдатут без малейших сожалений, им есть что терять в отличии от тех, кому уже почти нет.
Что касается зеленой энергетики, кто считает во сколько обходятся последствия Чернобыля, а заражение тихого океана Фукусимой, а во что обходятся устранение выбросов ТЭЦ.
Говорят, что при производство солнечных панелей грязное, однако, прогресс в технологическом развитии панелей не стоит на месте и КПД растет, поиски более перспективных технологий идут.
Электромобили вполне могут технологически двинуть развитие ветряных генераторов и батарей, странно, что предпочли зарядку батарей, а не замену на станции.

«политические проститутки пойдут на многое» полностью согласен, просить санкций к собственному народу, до этого надо еще додуматься.
» в случае массовых возмущений приказы на расстрелы» в любом обществе порядка 2% неадекватных людей, чтобы создать массовость придется долго их свозить в Москву. Хотя 2% от населения и гостей Москвы это уже много.
Мантры зеленых мошейников почему то не озвучивают откуда берутся аккумуляторы и куда они потом пропадают. Также не говорят стоимость аккумуляторов и срок их жизни. 70% стоимости солнечной энергии это стоимость аккумуляторов.

Интересная особенность природы. Порядка 2% от населения нервно нестабильные люди. Даже если их устранить (вспомните, уничтожение психбольных при Гитлере) очень скоро этот процент восстанавливается. Съежают с катушек еще вчера нормальные люди. Так что, как бы вы не хотели, уважаемый «иксперт» массовых расстрелов не будет, а вот с свободным местом в дурдоме будут проблемы.

Напишите комментарий..Я Джурамурод Эшов из таджикистана хочи работу в ТЭЦ

,,Оставшийся углекислый газ под давлением 70 атмосфер переводится в жидкое состояние и помещается под землю.»
Автор в курсе,сколько углекислого газа выделяется на ТЭС,работающей на угле?По весу это 48/14=3.42 во столько раз больше,чем вес сожжённого угля.Это не большая ТЭС,мощностью 10000 квт будет производить за год около 30 тысяч тонн углекислоты,которую необходимо сжать и захоронить.И сколько ж будет стоить энергия,полученная таким способом?Автор может привести,хоть один пример ТЭС,работающей подобным образом?

Ни одна ТЭС, так не работает,100% — вранье. Как 100%- вранье и о том, что тепловые сети вырабатывают тепловую энергию для подогрева воды, получая от ТЭЦ- уже готовую подогретую воду после выработки ЭЭ, то есть ТЭЦ отработанный пар не выводит весь в конденсат, в градильны,а направляет в специальные подогреватели холодной воды,и подогрев зимой до 120° ,а летом до 70°, направляет насосами в тепловые сети, а задачатепловых сетей доставить горячую воду до потребитея,то есть в тепловые узлы домов, где эта подогретая вода будет направлена в стояки отопления и в стояки подачи горячей воды. А ТЕПЛОВЫЕ сети нам всем потребителям страны выставляет в квитанциях за отопление в Гкал, это обозначает затраты на получения тепловой энергии путем сжигания угля в топке котлаТЭЦ,,получения пара,который под.большим давлением и температурой попадая,на лопатки турбины вращает вал соединенный с валомгенератора,получая,ЭЭ,пройдя через турбину давление и температура снижается,пар напрвляется на подогрев воды, а тепловые сети несут затраты только на процесс доставки,но ни как на подогрев,это значит ,что тепловые сети затрат на подогрев не несут,а оплату с нас берут.со всего населения страны,кто пользуется услугами ТЭЦ,а не котельных,которые действительно несут затраты на подогрев воды,потому что это их основная деятельность выработать пар,подгреть воду и доставить ее потребителю, котельная ЭЭ не вырабатывает,ее основная деятельность обеспечить население теплом, а ТЭЦ обеспечить потребителя ЭЭ, и дополнительно неся затраты только на передачу подогретой воды в трубопроводы тепловой сети.Принимая закон о Теплоснабжении даже не удосужились проверить что им впаяло министерство ЖКХ, есть ли хоть один инденерв лепутатах гос.думы

Жил недалеко от такой ТЭЦ. Давно подозреваю что ТЭЦ работают на ядерных таблетках Уран-235 (обогащение 3,3%). Одна такая эквивалентна 400кг каменного угля. Ни черного дыма в больших количествах от ТЭЦ ни длинных процессий грузовиков или вагонов к|от никогда не наблюдал.

Источник

Оборудование ТЭЦ

На ТЭЦ находится основное и вспомогательное оборудование, при помощи которого ведется выработка электрической и тепловой энергии.

Основное оборудование ТЭЦ.

К основному оборудованию ТЭЦ, работающей по паровому циклу (цикл Ренкина ) относится: паровые котлы , паровые турбины , электрические генераторы и главные трансформаторы. Какие бывают паровые турбины на современных тепловых электростанциях, Вы можете почитать в статье — типы паровых турбин .

К основному оборудованию ТЭЦ, работающей по паро-газовому циклу относится: газовая турбина с воздушным компрессором, электрический генератор газовой турбины, котел-утилизатор, паровая турбина, главный трансформатор.

Основное оборудование — это оборудование, без которого невозможна работа ТЭЦ.

Паровая турбина Рефтинской ГРЭС

Вспомогательное оборудование ТЭЦ.

К вспомогательному оборудованию оборудованию ТЭЦ относятся различные механизмы и установки, обеспечивающие нормальную работу ТЭЦ. Это могут быть водоподготавливающие установки, установки пылеприготовления, системы шлако- и золоудаления, теплообменники, различные насосы и другие устройства.

Ремонт оборудования ТЭЦ.

Всё оборудование ТЭЦ должно ремонтироваться согласно установленному графику ремонтов. Ремонты, в зависимости от объема работ и количества времени делятся на: текущий ремонт, средний ремонт и капитальный ремонт. Самый большой по продолжительности и количеству ремонтных операций — капитальный. Более подробно о ремонтах на электростанциях Вы можете почитать в нашей статье — Ремонт энергетического оборудования ТЭС .

Ремонт оборудования на Назаровской ГРЭС

Во время работы, оборудование ТЭЦ должно подвергаться периодическому техническому обслуживанию (ТО), также согласно утвержденному графику ТО. Во время ТО проделывают, например, такие операции — продувка обмоток двигателей сжатым воздухом, перенабивка сальниковых уплотнений, регулировка зазоров и т.д.

Также во время работы, за оборудованием ТЭЦ должен вестись постоянный контроль со стороны эксплуатационного персонала. При обнаружении неисправности, должны быть предприняты меры по их устранению, если это не противоречит правилам безопасности и правилам технической эксплуатации. В противном случае оборудование останавливается и выводится в ремонт.

О том как оборудование на ТЭС выводится в ремонт, Вы можете посмотреть на видео, представленном ниже:

Источник

Что такое турбинное оборудование тэс

На ТЭЦ находится основное и вспомогательное оборудование, при помощи которого ведется выработка электрической и тепловой энергии.

Основное оборудование ТЭЦ.

К основному оборудованию ТЭЦ, работающей по паровому циклу (цикл Ренкина ) относится: паровые котлы , паровые турбины , электрические генераторы и главные трансформаторы. Какие бывают паровые турбины на современных тепловых электростанциях, Вы можете почитать в статье — типы паровых турбин .

К основному оборудованию ТЭЦ, работающей по паро-газовому циклу относится: газовая турбина с воздушным компрессором, электрический генератор газовой турбины, котел-утилизатор, паровая турбина, главный трансформатор.

Основное оборудование — это оборудование, без которого невозможна работа ТЭЦ.

Паровая турбина Рефтинской ГРЭС

Вспомогательное оборудование ТЭЦ.

К вспомогательному оборудованию оборудованию ТЭЦ относятся различные механизмы и установки, обеспечивающие нормальную работу ТЭЦ. Это могут быть водоподготавливающие установки, установки пылеприготовления, системы шлако- и золоудаления, теплообменники, различные насосы и другие устройства.

Читайте также:  Сайт все по продаже оборудования для бизнеса

Ремонт оборудования ТЭЦ.

Всё оборудование ТЭЦ должно ремонтироваться согласно установленному графику ремонтов. Ремонты, в зависимости от объема работ и количества времени делятся на: текущий ремонт, средний ремонт и капитальный ремонт. Самый большой по продолжительности и количеству ремонтных операций — капитальный. Более подробно о ремонтах на электростанциях Вы можете почитать в нашей статье — Ремонт энергетического оборудования ТЭС .

Ремонт оборудования на Назаровской ГРЭС

Во время работы, оборудование ТЭЦ должно подвергаться периодическому техническому обслуживанию (ТО), также согласно утвержденному графику ТО. Во время ТО проделывают, например, такие операции — продувка обмоток двигателей сжатым воздухом, перенабивка сальниковых уплотнений, регулировка зазоров и т.д.

Также во время работы, за оборудованием ТЭЦ должен вестись постоянный контроль со стороны эксплуатационного персонала. При обнаружении неисправности, должны быть предприняты меры по их устранению, если это не противоречит правилам безопасности и правилам технической эксплуатации. В противном случае оборудование останавливается и выводится в ремонт.

О том как оборудование на ТЭС выводится в ремонт, Вы можете посмотреть на видео, представленном ниже:

Источник

Прочность и ресурс турбинного оборудования ТЭС, АЭС и газоперекачивающих станций

Работы по продлению срока безопасной и надежной службы паровых турбин, включают следующие этапы:

  • Разработка программы работ по диагностическому обследованию турбины.
  • Диагностическое обследование в соответствии с нормативными документами и разработанной программой работ, в том числе обследование деформационного состояния высокотемпературных деталей:
  • замер остаточной деформации на поверхностях осевых каналов РВД и РСД и обработка данных;
  • определение максимальных остаточных прогибов диафрагм;
  • замер коробления корпусов и обойм;
  • контроль деформации высокотемпературных гаек фланцев цилиндров
  • замер выползания замковых рабочих лопаток
  • замер деформаций высокотемпературных гибов пароперепускных труб.
  • Обработка данных диагностического обследования и разработка рекомендаций по устранению обнаруженных дефектов.
  • Расчетная оценка остаточного ресурса термонапряженных узлов турбины с учетом предшествующей наработки и условий эксплуатации. Оценка длительной прочности и малоцикловой усталости.
  • Составление заключения о возможности, условиях и сроках безопасной эксплуатации, экспертиза промышленной безопасности.

Определение остаточного ресурса основных ресурсоограничивающих деталей и узлов турбин после длительной эксплуатации проводится на основании обследования состояния металла, замеров деформаций и расчетной оценки по критериям исчерпания длительной прочности и пластичности материала с учетом повреждаемости материала от малоцикловой усталости. Расчеты проводятся с использованием современных многоцелевых расчетных программных комплексов, позволяющих учесть особенности конструкции и условий эксплуатации.

Для оценки индивидуального ресурса элементов турбин используются имеющиеся экспериментальные зависимости пределов ползучести и длительной прочности от исходных значений пределов текучести и прочности поковки. Для расчетов также используются полученные на образцах кривые ползучести при различных температурах и напряжениях.

Рассмотрим ротор среднего давления (РСД) турбины типа К-200-130 ЛМЗ. Расчеты напряженно-деформированного состояния выполнялись методом конечных элементов, используя программный комплекс ANSYS. Для определения напряженного состояния ротора использовалась осесимметричная расчетная модель, (представлена на рисунке 1) с возможностью задания неосесимметнричной нагрузки.

РСД эксплуатировался при температуре вторично перегретого пара Т пп = 515С. Максимальные напряжения имеют место в галтели обода диска 14-й ступени и составляют после 320 тыс. часов эксплуатации, с учетом релаксации от ползучести, s М = 14,8 кгс/мм 2 (рисунок 2). Рассчитанные запасы по длительной прочности и малоцикловой усталости удовлетворяют нормативным значениям в соответствии с ОСТ 108.020.109-82 (с изм. 1 1993 г.), что позволило продлить срок эксплуатации ротора до 320 тыс. часов.

Роторы низкого давления (РНД) турбин К-500-65/3000 для АЭС являются наиболее напряженными, так как они имеют большие радиальные размеры, нагружены центробежными силами от длинных рабочих лопаток и значительными знакопеременными напряжениями от собственного веса при вращении.

Для сварных роторов такого типа необходимо выполнять расчеты, как статической прочности, так и малоцикловой (согласно РТМ 108.021.103-85) и многоцикловой усталости зон сварных швов с учетом возможных дефектов. На рисунке 3 приведены осевые напряжения в РНД от действия собственного веса. На рисунке 4 показаны возможные варианты разрушения в зоне сварного шва перемычки ротора.

В 2007 г. ОАО Газпром начал проводить реконструкцию парка агрегатов ГТК-10 для обеспечения надежной и безопасной эксплуатации далеко за пределами установленного ресурса. По прогнозам, максимальная наработка десятков агрегатов ГТК-10 на газоперекачивающих станциях достигнет к 2015 г. 250 тыс. часов.

Сотрудниками лаборатории было выполнено определение расчетного индивидуального остаточного ресурса газовых турбин типа ГТ-750-6 и ГТК-10-4. Были выполнены расчеты прочности основных элементов турбин: корпуса турбины, диафрагм ТВД и ТНД, обойм ТВД, дисков и рабочих лопаток ТВД.

На рисунке 5 показаны результаты расчета радиальных напряжений в хвостовом соединении диска ТВД турбины ГТК-10-4, изготовленного из стали ЭП428. Максимальные напряжения имеют место в зоне контакта нижней пары зубьев хвостовика и обода диска.

На рисунке 6 показано распределение контактных напряжений по длине контактной поверхности нижней пары зубьев в начальный момент времени и после 200 тыс. часов эксплуатации.

По результатам расчетов ресурс ТВД был продлен до 200 тыс. часов.

Специалисты лаборатории составляют индивидуальные программы контроля турбин, осуществляют непосредственный контроль за проведением обследования и принимают технические решения по устранению обнаруженных дефектов.

До начала диагностирования рассматривается конструкторская, эксплуатационная и ремонтная документация, а также данные по наработке, параметрам свежего пара в течение всего срока эксплуатации, числу пусков и замене деталей.

Индивидуальная программа обследования и оценки технического состояния и остаточного ресурса турбины составляется на основе опыта ревизий аналогичных турбин с учетом действующих в России правил и норм, регламентирующих продление ресурса.

Программой предусматривается применение традиционных неразрушающих методов контроля — визуальный (или эндоскопический) контроль (ВК), цветная (ЦД), магнитнопорошковая (МПД), ультразвуковая (УЗД) дефектоскопия, замер твердости (ТВ), травление (ТР).

Для более достоверного решения вопросов продления ресурса в программу включаются некоторые дополнительные виды контроля — замеры остаточных деформаций диафрагм, замковых креплений рабочих лопаток и поверхности осевого канала ротора. Объем диагностирования может быть уточнен (дополнен) по результатам визуального и измерительного контроля после вскрытия клапанов и корпусов цилиндров.

Специалисты лаборатории выполняют обследование плотности вакуумной системы турбин с помощью галоидного течеискателя и разработку рекомендаций по повышению плотности узлов, находящихся под вакуумом.

В лаборатории накоплен большой опыт замеров остаточных деформаций на поверхности осевых каналов роторов высокого и среднего давлений турбин тепловых электростанций с помощью электронного нутромера ИВД-3, разработанного в ЦКТИ. Результаты измерений обрабатываются с помощью специально разработанной компьютерной программы.

На рисунке 7 приведены результаты замеров изменения диаметра ротора среднего давления (РСД) турбины типа К-300-240 ЛМЗ после наработки 228 тыс. часов (828 пусков), при температуре пара после промперегрева Т пп = 540С.

На рисунке 8 приведены результаты замеров остаточных деформаций, полученные ЦКТИ, на расточках РСД турбин типа К-300-240, а также расчетные кривые для температур свежего пара 545С и 565С.

Марка стали роторов Р2М. Пунктирными линиями соединены значения замеров одного и того же ротора. Замеренные значения деформации лежат ниже расчетных кривых, т.к. ротора эксплуатировались, как правило, при температурах ниже 545С, и при расчетах использовались свойства стали Р2М по нижней огибающей полосы разброса.

Согласно СО 153-34.1-17.421-03, допустимая величина накопленной деформации ползучести 1,0 % при ресурсе 250 тыс. часов для стали марки Р2М. Видно, что деформации на поверхностях осевых каналов РСД этой конструкции намного меньше допускаемого значения.

Полученные результаты измерения диаметра могут быть использованы в качестве базовых для определения скорости ползучести стали и значения остаточных деформаций при дальнейшей эксплуатации.

Для обеспечения плотности фланцевого соединения покоробленных корпусов специалисты лаборатории выполняют работы по определению минимального объема шабровочных работ на поверхностях разъема и гарантированной затяжке шпилек.

Читайте также:  Тренажеры это машины и оборудование или инвентарь

На рисунке 9 приведены схема и результаты замеров зазоров по горизонтальному разъему корпуса ЦВД турбины типа К-200-130 ЛМЗ после наработки 256 тыс. часов (639 пусков), при температуре свежего пара Т 0 = 560545С.

Замеры выполняются при свободном наложении крышки на нижнюю половину. Из рисунка видно, что кривые, построенные по результатам замеров зазоров по наружному пояску, лежат ниже кривой допустимых зазоров по РТМ 108.021.55-77. Незначительное превышение в точках замеров 5 и 8 допустимо. Замеры зазоров также показали, что разница по замерам зазоров по внутреннему и наружному пояскам не превышают 0,25 мм при допускаемом значении 0,5 мм.

Контроль напряжений при затяжке шпилек обеспечивается с помощью специального прибора ПКН производства ЦКТИ, ЛМЗ и ЛЭР. Для корпусов турбин, где имеет место значительная релаксация напряжений в шпильках и происходит пропаривание, рекомендуется использовать разработанную ЦКТИ систему охлаждения шпилек.

Специалисты лаборатории на станциях решают текущие вопросы по ремонту и модернизации существующих деталей турбинного оборудования с целью устранения причин их повреждений и повышения надежности работы.

В частности, широкое распространение получило легкосъемное соединение полумуфт роторов с гарантированным радиальным натягом взамен призонных штатных болтов, которое упрощает сборку и разборку соединения и обеспечивает повторяемость сборок и обладает повышенным запасом прочности к динамическим нагрузкам. Эскиз соединения приведен на рисунке 10.

Соединение может использоваться в энергетическом, общем и химическом машиностроении и предназначается для стягивания и жесткой фиксации фланцев полумуфт, корпусов и сосудов, подлежащих периодической разборке, и, в частности, роторов турбомашин. Соединение защищено патентом России 1833485.

Монтаж и демонтаж соединения осуществляется с гарантированным зазором по призонной части. Использование соединения вместо традиционных призонных болтов исключает возникновение задиров на болтах и в отверстиях, и поэтому отпадает необходимость в райберовке отверстий. Соединение обеспечивает повторяемость сборки роторов и стабильность их соосности в процессе эксплуатации, повышает жесткость соединения роторов, улучшает вибрационное состояние валопровода.

Объем апробации и внедрения легкосъемного соединения: 14 турбин в России и за рубежом. Срок наработки 1215 лет.

При проведении технического диагностирования основных элементов турбин после длительной эксплуатации, иногда превышающей парковый ресурс в 1,5 — 2 раза, часто обнаруживаются дефекты и/или отклонения от требований нормативной документации.

Возможность, сроки и условия эксплуатации турбин с такими дефектами требует обоснования, которое проводится с учетом данных о текущем техническом состоянии оборудования и прогнозирования его поведения на основании расчетов и анализа за весь срок эксплуатации.

Такой комплексный подход к решению поставленной задачи позволяет выдавать обоснованные рекомендации по временной эксплуатации турбин с имеющимися дефектами, не снижая их надежности и безопасности.

Например, при обследовании турбины типа К-200-130 ЛМЗ после 268 тыс. часов эксплуатации при 352 пусках на наружной поверхности корпуса стопорного клапана ЦВД были обнаружены трещины. Клапан изготовлен из стали 15Х1М1ФЛ. Были выполнены выборки и засверловки (см рисунок 12).

На рисунке 13 показаны результаты расчетов напряжений в корпусе клапана при установившейся ползучести через 298 тыс. часов. Проведенные расчеты показали, что дальнейшая эксплуатация клапана допускается без заварки выборки до следующего обследования через 30 тыс. часов, т.к. напряжения в зоне выборки не превосходят 8 кгс/мм 2 , что соответствует запасу по длительной прочности n д.п = 1,8 >[1,5] — выше нормативного значения согласно ОСТ 108.020.132-85.

В зоне паровпуска на стенке корпусов ЦВД часто наблюдаются дефекты в виде трещин. Иногда трещины появляются на фланцевом разъеме нижней половины цилиндра и распространяются до отверстий для крепления шпилек.

Например, на фланце корпуса из стали 20ХМФЛ турбины К-50-90 ЛМЗ после наработки 214 тыс. часов при 2268 пусках была обнаружена трещина протяженностью 320 мм, проходящая от паза под установку сопловой коробки до шпилечного отверстия шпильки М120 по всей его высоте, трещина также захватывает витки резьбы отверстия (см. рисунок 13).

Такой дефект подлежит выборке и заварке. Для уменьшения объема сварочных работ и работы по восстановлению резьбы было рекомендовано оставить трещину в резьбе, а сторону трещины, обращенную к выборке, блокировать половиной стальной трубки 20 мм, толщиной 34 мм. Выпуклая часть трубки должна быть обращена в сторону выборки. Трубка приваривается по всей протяженности трещины (320 мм).

Таким образом, полость образованная половиной трубки и дном выборки, будет служить деконцентратором напряжений, возникающих на краю невыбранной трещины. Эскиз выборки приведен на рисунке 14. Все сварочные работы проводятся согласно РД 108.021.112-88.

Для модернизируемого и вновь проектируемого оборудования выполняются расчеты на стадиях разработки технического предложения и эскизного проектирования с целью получения необходимых данных для решения вопроса о принципиальной возможности создания установки, отвечающей заданным техническим характеристикам и выбора оптимальных основных размеров и материалов для изготовления.

На стадиях технического проекта и разработки рабочей документации выполняются расчеты с целью окончательного выбора размеров и материалов и определения запасов прочности. При необходимости, выполняются расчеты на устойчивость. Для конструкций, установленных вне помещений, учитываются ветровые и снеговые нагрузки.

Например, для воздухозаборного тракта турбины ГТУ-20С кроме стандартных расчетов прочности, были выполнены расчеты с учетом ветровой нагрузки согласно ГОСТ Р 51273-99 Нормы и методы расчета на прочность. Определение расчетных усилий для аппаратов колонного типа от ветровых нагрузок и сейсмических воздействий. Рассматривались два варианта — фронтальный ветер и боковой ветер. На рисунке 14 показана расчетная схема ВЗУ.

Расчеты показали, что максимальные раскрывающие усилия в болтовых соединениях крепления опор ВЗУ к фундаменту возникают при фронтальном ветре и вызывают (в пересчете на площадь болта — Ст.15Х — самой нагруженной опоры) напряжения s раскр = 10,8 кгс/мм 2 , которые соответствует запасу по пределу текучести n 0,2 = 2,4 >[2,0] — выше нормативного значения [3].

В связи с ужесточением требований к обеспечению надежности конструкций при сейсмическом воздействии необходимо выполнять расчеты прочности при заданных спектрах ответа, особенно для конструкций, расположенные в сейсмоопасных районах (Нормы проектирования сейсмостойких атомных станций НП-031-01).

На рисунке 15 представлены распределения суммарных перемещений в системе питания мембранных сервомоторов обратных клапанов турбоустановки типа К-800-130/3000 от действия нагрузок на патрубки от присоединенных трубопроводов от сейсмического воздействия уровня проектное землетрясение (ПЗ).

Использование современных методов расчета, накопленный опыт по обследованию и продлению ресурса турбинного оборудования позволяют сотрудникам лаборатории прочности турбин выполнять обоснованные оценки прочности и остаточного ресурса оборудования и гарантировать надежную и безопасную работу.

Список нормативно-технической литературы

1.ГОСТ 26390-79. Агрегаты газоперекачивающие с газотурбинным приводом. Технические требования

2.ГОСТ 26948-86 Турбины паровые стационарные для привода электрических генераторов на тепловых и атомных электростанциях. Общие технические требования.

3.ПНАЭ Г-7-002-86. Нормы расчета на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок. Энергоатомиздат.

4.РД ЭО 0630-2005. Методические указания по контролю металла с целью продления срока эксплуатации турбин АЭС сверх назначенного срока. Изд. ФГУП Концерна Росэнергоатом.

5.СО 153-34.17.440-2003. Инструкция по продлению срока эксплуатации паровых турбин сверх паркового ресурса. М., Изд. ВТИ.

6.ОСТ 108.021.07-84. Турбины паровые стационарные. Нормы расчета на прочность хвостовых соединений рабочих лопаток. Л., Изд. НПО ЦКТИ.

7.РТМ 108.020.14-82. Турбины газовые стационарные. Нормы статической и термоциклической прочности рабочих и направляющих лопаток. Изд. НПО ЦКТИ.

8.РТМ 108.022.106-86. Установки газотурбинные. Расчеты на прочность дисков и роторов. Изд. НПО ЦКТИ.

9.Левченко А.И. Расчет прочности и ресурса ротора турбины высокого давления ГТУ ГТ-750-6. Сб. Труды ЦКТИ, вып. 295, 2006.

10.Смелков Л.Л. Экспертиза промышленной безопасности и продление срока службы основных деталей турбин. Ж. Берг-коллегия, 12, 2008.

11.Гаврилов С.Н., Георгиевская Е.В., Левченко А.И., Федорова Л.В, Опыт продления ресурса паровых турбин при сверхдлительных сроках эксплуатации. Ж. НРЭ 8, 2012.

Источник