1. Работа по сварке оборудования ТЭС выполняются в сложных условиях на значительной высоте, в труднодоступных местах, с расположением сварочных швов в любых пространственных положениях.
Из всех видов сварки при выполнении ремонтных работ на ТЭС наиболее распространена ручная дуговая сварка плавлением, при которой нагрев осуществляется электрической дугой, горящей между электродом и свариваемым металлом. Инертные газы (аргон, гелий и их смеси) за счет защиты дуги и расплавленного металла от газов окружающего воздуха обеспечивают более высокое качество сварного шва.
Для сварки стыков труб из теплоустойчивых легированных сталей может
применяться:
— ручная дуговая сварка покрытыми электродами
— ручная аргонодуговая сварка
— комбинированная сварка: корень шва выполняется аргонодуговой сваркой, заполняющие и облицовочный слои - ручной дуговой сваркой покрытыми электродами.
Сварка на постоянном токе обратной полярности применяется
для тонкостенных заготовок, а также высоколегированных сталей с целью исключения их перегрева (при обратной полярности расплавляемый металл нагревается меньше, чем при прямой).
Сварку углеродистых сталей обычно выполняют на переменном токе.
Дуга на переменном токе горит менее устойчиво, чем на постоянном Поэтому сварка на постоянном токе обеспечивает более высокое качество сварного шва, однако при этом используется более дорогое оборудование и выше расход электроэнергии,
Аргонодуговая сварка неплавящимся вольфрамовым электродом проводится при подаче присадочного материала и его плавлении дугой на постоянном токе прямой полярности (при прямой полярности электрод нагревается меньше),
|
|
На технологическую свариваемость (возможность получения прочных сварных соединений, работоспособных в условиях действия нагрузок) влияют следующие факторы
· Свойства основного металла: химический состав и структурное состояние стали, ее теплофизические, физико-химические и механические свойства‘Из химических элементов, входящих в состав стали, наибольшее влияние на образование трещин оказывает углерод, действие которого усиливается легирующими элементами, вводимыми в сталь.
· Конструктивные факторы, обусловленные: типом сварной конструкции и сложностью ее узлов; формой и взаимным расположением свариваемых элементов, их массой и толщиной; жесткостью сварной конструкции, характером закрепления и напряженным состоянием элементов до сварки; Последовательностью выполнения сварных соединений; типом сварного соединения (стыковое, угловое и пр.), формой подготовки кромок под сварку (с отбортовкой, без разделки кромок, V-, Х-‚ У-образная разделка кромок и пр.); пространственным положением сварки (вертикальный, горизонтальный, верхний, нижний шов) и др.
Стали, предварительно наклепанные или закаленные, обладают большей склонностью к образованию трещин, чем стали отожженные или отпущенные в процессе термообработки,
Технологические факторы: вид и режим сварки, состав используемых электродов, сварочной проволоки, флюса, защитных газов (например, аргон),температура окружающей среды (ее понижение влияет отрицательно на свариваемость), характер подготовки деталей под сварку и др, Важный вопрос технологии ручной электродуговой сварки — выбор оптимального сварочного режима,
|
|
Диаметр электрода и сила сварочного тока определяются в основном толщиной свариваемых элементов, типом сварных соединений и некоторыми конструктивными факторами. Род тока и полярность выбираются в зависимости от марки свариваемого металла, его толщины, марки электрода, назначения конструкции. Тип и марка электрода выбираются в зависимости от марки и механических свойств свариваемого металла, назначения и условий работы конструкции, Сила сварочного тока I выбирается в зависимости от диаметра стержня электрода d, и положения шва в пространстве.
Для повышения качества сварных соединений применяют следующие специальные технологические мероприятия:
— используют термический цикл сварки, устраняющий образование закалочных структур (предварительный и сопутствующий подогревы, сварка короткими участками и др.);
= применяют технологические приемы, снижающие остаточные напряжения (сварка труб большого диаметра двумя сварщиками одновременно, сварка каскадом, с применением съемных или постоянных подкладочных колец, с использованием приспособлений, создающих напряжения сжатия и др.);
2. При ремонте конденсаторов основными работами являются: чистка трубок и водяных камер, устранение присосов воды и воздуха в паровое пространство и замена трубок.
При ремонтах наиболее распространен термоабразивный способ очистки трубной системы конденсатора, что является достаточно трудоемкой операций. Перспективным является внедрение системы непрерывной шариковой очистки, действующей на работающем турбоагрегате.
|
|
Основные повреждения трубной системы: низкое качество вальцовочныхсоединений, язвенная коррозия, обесцинкование латунных трубок, повреждения вследствие воздействия вибрации. О повреждении трубной системы в целом можно судить по анализу пробы конденсата, в который в этом случае попадает циркуляционная вода более низкого качества.
Наиболее распространенным способом выявления мест присоса циркуляционной воды являются гидравлические испытания. Для этого при вскрытых водяных камерах паровое пространство конденсатора заполняется горячим конденсатом (-70°С). При повреждениях появляются течи из вальцовочных соединений или из самих трубок.
Обнаруженные дефектные трубки заглушают, а причины выхода трубок из строя по возможности устраняют. При отглушке 10 — 15% трубок производится их частичная или полная замена.
Воздушную плотность конденсатора периодически проверяют снятием кривой падения вакуума на ходу турбины путем кратковременного закрытия задвижки на воздушной линии от конденсатора к эжектору. Возможно применение галогенного течеискателя. Для этого проверяемое место обводят наконечником, из которого истекает легкотекучий газ (фреон). Если газ попадает в конденсатор и удаляется эжектором в атмосферу — специальный прибор улавливает наличие газа и, соответственно, выявляется место неплотности.
Возможные места присосов: фланец горизонтального разъема ЦНД, концевые уплотнения ЦНД, выхлопной атмосферный клапан (срабатывающий при повышении давления выше атмосферного), подогреватель низкого давления, сальники клапанов, арматуры и других присоединений, работающих под вакуумом.
3. Маневренность энергооборудования ТЭС характеризует его способность выполнять переменный суточный график электрической нагрузки энергосистемы и складывается из следующих основных характеристик:
- скорость изменения нагрузки (скорость планового нагружения и разгружения энергоблока), которая измеряется в процентах номинальной мощности в минуту илиМВт/мин;
- диапазон изменения мощности от Nном до Nмин, а такжевозможность кратковременной перегрузкидо Nмакс;
- пусковые характеристики энергоблока, включая длительность пусков после простоев в резерве различной длительности; вероятность успешного пуска в соответствии с нормативными графиками пуска; допустимое с точки зрения малоцикловой усталости элементов блока число пусков в год и за время службы; пусковые потеритоплива.
Важным является также:
- мобильность (приемистость) энергооборудования - его способность к подхвату нагрузки при внезапном появлении дефицита мощности в энергосистеме (подхват нагрузки вращающимся резервом при падении частоты в сети); быстрота перехода энергоблока из режима резерва к полнойнагрузке;
- возможность и допустимая длительность работы энергоблока (турбины) в режимах холостого хода и на нагрузке собственных нужд, а также в особых резервных состояниях ипр.
Рассмотрим маневренные возможности электрогенерирующих установок ТЭС различного типа.
Парогазовые установки (ПГУ) утилизационного типа, как теплофикационные, так и конденсационные получили широкое распространение в энергетике. Несмотря на высокие маневренные качества ГТУ, маневренные возможности ПГУ в целом определяются маневренностью паросиловой части. Добавление в схему парогенератора – котла-утилизатора (КУ) и паротурбинной установки (ПТУ) существенно увеличивает время пуска ПГУ в целом до 1..1,5 часов.
При определении регулировочного диапазона нагрузок ПГУ необходимо учитывать существенную зависимость показателей работы ГТУ (ее мощности, расхода и температуры газов за газовой турбиной) от температуры наружного воздуха tнв. Номинальная мощность ГТУ соответствует tнв = +15°С. Мощность ГТУ повышается с понижением tнв и снижается с ее ростом. Это приводит к соответствующим изменениям паропроизводительности котла-утилизатора и нагрузки паровой турбины.
На располагаемую мощность энергоблока также оказывают влияние включение в работу при tнв = -5 …+5°С антиобледенительного устройства ГТУ, что может привести к снижению мощности на 2…2,5%.
Снижение нагрузки ГТУ осуществляется понижением расхода топливного газа. В диапазоне 50..100% нагрузки применяется количественное регулирование при примерно неизменной температуре газов после турбины tкт, то есть на входе в КУ ПГУ. После полного закрытия ВНА и ПНА, предусмотренного системой автоматического регулирования ГТУ, дальнейшее снижениенагрузки осуществляется уменьшением tкт. ГТУ небольшой мощности, спроектированные на основе авиационных, выполняются с выделенной силовой турбиной и работают при переменной частоте вращения компрессора, регулируются только расходом топлива. При этом tкт уменьшается, но не так быстро, как у одновальной ГТУ с постоянным положением ВНА.
Снижение надежности работы оборудования ПГУ в конденсационном режиме в пределах регулировочного диапазона нагрузок обусловлено тем, что уменьшение температуры пара контура высокого давления (с учетом температурного напора на выходе пароперегревателя при сниженной температуре отработавших в ГТУ газов) приводит к увеличению конечной влажности в зоне последних ступеней части низкого давления (ЧНД) паровой турбины, и, как следствие, — к повышенному эрозионному износу рабочих лопаток. Для исключения этого явления предусмотрена технологическая защита турбины от недопустимого снижения температуры пара.
С учетом указанного нижняя граница регулировочного диапазона блока ПГУ при соблюдении требований к надежности, экологической чистоте окружающей среды и сохранении высокой экономичности должна составлять не менее 50..65%. Для снижения минимальной нагрузки используется увеличение количества ГТУ в составе ПГУ, то есть применение дубль- и трипл- блоков вместо моноблоков, что, однако, приводит к увеличению капитальных затрат, усложнению компоновки и технологических связей между ГТУ, КУ и ПТУ.
При изменении нагрузки ПГУ в пределах регулировочного диапазона мощность паровой турбины, имеющей дроссельное парораспределение, меняется в режиме скользящего давления пара высокого давления.
Это приводит к увеличению относительного (на 1 кг газов) расхода пара из котла-утилизатора на режимах частичных нагрузок ГТУ, что способствует снижению температуры уходящих газов tух КУ (ПГУ). То есть при поддержании постоянной температуры газов на входе в котел-утилизатор (и, следовательно, температуры генерируемого в КУ пара) экономичность работы паровой турбины и ПГУ в целом на частичных нагрузках меняется менее значительно, чем КПД самой ГТУ.
Например, по оценкам, для двухконтурной ПГУ-230 Минской ТЭЦ-3 на конденсационном режиме при снижении NГТУна 30% понижение NПТУсоставляет ~10%, а ПГУ в целом ~25%. Уменьшение расхода газов на входе в котел- утилизатор на 25%, соответствует падению расхода пара высокого давления всего на 10% (при неизменном соотношении расходов пара ВД и НД). КПД ГТУ и ПГУ снижаются соответственно на 10% и 4% (относительных), при этом КПД котла-утилизатора в этом диапазоне нагрузок несколько повышается, а КПД ПТУ практически неизменяется.
Анализ динамических характеристик дубль-блока ПГУ-450Т Северо- Западной ТЭЦ Санкт-Петербурга, показал, что при подержании постоянной температуры газов на входе в котел-утилизатор значения температуры пара высокого и низкого давления меняются незначительно (то есть сохраняется стабильное температурное состояние оборудования: паровой турбины, котла- утилизатора и паропроводов), а расход и давление пара верхнего контура резко меняются. По этой причине при одновременном регулировании мощности обеих ГТУ за счет прикрытия ВНА, возможна максимальная скорость разгружения/нагружения паровой турбины, которая может достигать 9…10 МВт/мин (~4..7%Nном /мин). После полного прикрытия ВНА скорости изменения температуры и давления пара превышают допустимые для паровой турбины, которая и определяет скорость разгрузки ГТУ и ПГУ в целом.
Одинаковое и одновременное снижение мощности обеих ГТУ дубль-блока обеспечивает нормальную эксплуатацию котлов-утилизаторов. В то же время при достаточно быстром снижении нагрузки одной из ГТУ возможен выброс пара из испарителей в барабаны высокого и низкого давления вследствие резкого снижения суммарного расхода пара на паровую турбину и, соответственно, снижения давления пара за котлами.
Стоимость отпускаемой э/энергии ПГУ, работающих в полупиковой части графика электрических нагрузок, в 1,5-2 раза выше, чем при их работе в базовой части графика.