Сообщение об ошибке

  • Warning: Cannot modify header information - headers already sent by (output started at /var/www/u0834918/public_html/index.php:3) in drupal_send_headers() (line 1243 of /var/www/u0834918/public_html/includes/bootstrap.inc).
  • Warning: Cannot modify header information - headers already sent by (output started at /var/www/u0834918/public_html/index.php:3) in drupal_send_headers() (line 1243 of /var/www/u0834918/public_html/includes/bootstrap.inc).
  • Warning: Cannot modify header information - headers already sent by (output started at /var/www/u0834918/public_html/index.php:3) in drupal_send_headers() (line 1243 of /var/www/u0834918/public_html/includes/bootstrap.inc).
  • Warning: Cannot modify header information - headers already sent by (output started at /var/www/u0834918/public_html/index.php:3) in drupal_send_headers() (line 1243 of /var/www/u0834918/public_html/includes/bootstrap.inc).
  • Warning: Cannot modify header information - headers already sent by (output started at /var/www/u0834918/public_html/index.php:3) в функции drupal_send_headers() (строка 1243 в файле /var/www/u0834918/public_html/includes/bootstrap.inc).
  • Warning: Cannot modify header information - headers already sent by (output started at /var/www/u0834918/public_html/index.php:3) в функции drupal_send_headers() (строка 1243 в файле /var/www/u0834918/public_html/includes/bootstrap.inc).

Состояние трибообеспечения современных ГТУ. Резервы повышения надежности и экономической эффективности.

Состояние трибообеспечения современных ГТУ. Резервы повышения надежности и экономической эффективности

(А.Г. Никитин - Национальный авиационный университет(Украина), фирма «Микронинтер»)

Рассматривая вопросы повышения конкурентоспособности газотурбинных установок, необходимо помнить, что она зависит, прежде всего, от двух главных показателей — надежности и себестоимости ГТУ.
Надежность ГТУ в целом складывается из показателей надежности всех элементов ее систем. В совокупности всех элементов ГТУ есть те, показатели надежности которых доведены до высокого уровня, а есть элементы с пред¬посылками возникновения отказов, поломок и досрочного выхода из строя как их самих, так и ГТУ в целом. К ним относится, прежде всего, турбинное масло, которое обеспечивает работоспособность одного из наиболее ответственных элементов — турбины.
Нарушения смазки опор турбины могут вызвать катастрофические последствия, так как мгновенная остановка турбины практически невозможна в связи с ее массой и частотой вращения. Многочисленные исследования, проведенные в нашей стране и за рубежом, показали, что загрязнение рабочих жид¬костей механическими частицами и водой приводит к целому ряду негативных последствий и в итоге к значительному экономическому ущербу.
Механические загрязнения, накапливаясь в зазорах и дроссельных сечениях узлов регулирования, большей частью времени неподвижных, приводят к залипанию, облитерации каналов. Это, в свою очередь, вызывает отказы системы регулирования. Попадание частиц загрязнения в опорный подшипник также может вызвать тяжелую аварию турбины.
Твердые частицы загрязнений ведут к активному износу сопрягаемых элементов рабочих кромок регулирующей аппаратуры, отказам командных клапанов и регуляторов с развитием, как следствие, предаварийных и аварийных ситуаций, возникновением предпосылок к авариям и катастрофам.
Наличие в маслосистемах воды ведет к резкому старению самой рабочей жидкости, возникновению и активизации коррозии, в том числе межкристаллитной, возникновению питтинг-коррозии. Вода вымывает из рабочих жидкостей важнейшие присадки, вследствие чего они теряют свои эксплуатационные свойства, контроль которых в процессе эксплуатации затруднен или просто невозможен. Наличие воды ведет к повышенному пенообразованию, что обуславливает нарушение условий гидродинамической смазки опорных подшипников. Кроме того, все виды загрязнений, попадающих в жидкость, вызывают повышенное шламообразование.
Настоящая статья посвящена вопросам оценки уровня загрязненности турбинных масел тепловых и атомных станций и влиянию этого на надежность систем в целом и на стоимость жизненного цикла ГТУ.
Наибольшую опасность представляет невидимый противник. Сложность работы с турбинными маслами заключается в том, что микрочастицы загрязнений невидимы невооруженным глазом. Вследствие этого у эксплуатирующих подразделений часто складывается благодушное настроение. Особенно если до сих пор применяются морально устаревшие методы контроля уровня загрязненности масла, такие, например, как ГОСТ 6370, в соответствии с которым, как правило, масло диагностируется как чистое.
Так ли это?
Если внимательно изучить ГОСТ 6370, то увидим, что предел его фактической аппаратной точности измерения составляет 50 мг/л. Это при так называемом полном анализе, под которым понимают обычно такое выполнение процедуры, когда через контрольный фильтр-элемент пропускается 100 мл жидкости. На станциях имеют место случаи, когда допускается применение так называемых ускоренных испытаний, в процессе которых навеска масла уменьшается в четыре раза. Очевидно, что и чувствительность измерения при этом ухудшается также в четыре раза. Таким образом, при ускоренных испытаниях порог чувствительности увеличивается до 200 мг/л. В то же время для систем смазки предельно допустимый уровень должен быть не более 16 мг/л, а для систем управления не более 6 мг/л [1].
Наши анализы, проведенные в течение более чем десяти лет наблюдений за состоянием масел в турбинах и системах регулирования тепловых, атомных и гидравлических станций, позволяют утверждать, что практически во всех системах уровень загрязненности масла находится в диапазоне 13-16 класса чистоты по ГОСТ 17216. В весовом отношении этот уровень составляет 50-320 г/т, что существенно хуже требуемых уровней чистоты.

На (рис.1) показаны рабочие зазоры в подвижных элементах систем смазки и систем регулирования. В частности, на (рис.1а) представлен рабочий зазор в роторе турбины в режиме запуска. Там же в том же масштабе представлено изображение характерных частиц загрязнений, регламентируемых по ГОСТ 17216. Очевидно, для этого случая наиболее опасными являются частицы загрязнений фракционной группы 10-25 мкм. На (рис.1б) представлен характерный зазор в системах регулирования. Зазор между подвижными элементами в данном случае составляет 10-20 мкм. Для случая работы ротора в рабочем режиме гидроподъем ротора достигает 50 мкм (рис.1в)

Таким образом, очевидно, что степень опасности частиц загрязнений разная для разных типов систем и разных режимов эксплуатации. На (рис.2а) представлена типичная загрязненность масла в системах смазки атомной и на (рис.2б) — гидравлической электростанции. На (рис.3а) — загрязненность масла ТЭЦ и на рис 3б — загрязненность дизельного топлива в процессе хранения. В топливе также наблюдается большое количество частиц загрязнения размером 50x50 мкм. Класс чистоты топлива оценивается как 14-15 по ГОСТ 17216. Для работы аварийного генератора потребный уровень чистоты должен быть не хуже 13 по ГОСТ 17216 в соответствии с требованиями ГОСТ 305 [2]. Европейские специалисты считают, что для обеспечения надежной работы топливной аппаратуры дизеля уровень чистоты топлива должен быть в соответствии со стандартом EN-590 [3] не хуже 11-12 класса чистоты по ГОСТ 17216 (не более 24 г/т). Ожидать, что при аварийной ситуации, когда счет времени идет на секунды, запустится генератор, к которому подается такое топливо, как показано на (рис.3б), — крайне оптимистично, если не сказать более..
На (рис.4) представлены крупные фрагменты, встречающиеся в процессе эксплуатации. Здесь показан фрагмент скола опорного подшипника турбины АЭС. Размеры фрагмента достигают 550х350 мкм. Сколы подшипника обусловлены прежде всего попаданием в материал подшипника твердых частиц загрязнений. Таким типичным загрязнением является окись кремния. На поверхности скола хорошо видны параллельные дорожки, возникшие вследствие прорезания поверхности подшипника интегрированными частицами загрязнения. В результате длительного воздействия на вкладыш подшипника нагрузки, обусловленной интеграцией твердых частиц загрязнения, а также вследствие цикличности процесса (трудно представить себе абсолютно однородное распределение загрязнений, случайным образом интегрированных в поверхность обоймы подшипника) и возникают сколы такого типа, какой мы наблюдаем на (рис.4б) После появления скола возникают предпосылки к повышенной вибрации вала турбины и последующему полному разрушению опорного подшипника. Не исключено, что именно по такому сценарию развивался аварийный процесс в турбине Саяно-Шушенской ГЭС.
Информация о подобных явлениях на ТЭЦ имеет место в ряде информационных писем НАЭК. На рис. 4а показано характерное раз-рушение поверхности командного золотника системы регулирования. Царапина, возникшая на поверхности, имеет такую же причину происхождения, как и скол подшипника, описанный выше. Далеко не всегда частица загрязнения может, повредив поверхность сопрягаемых элементов, без катастрофических последствий покинуть локальную зону взаимодействия твердых частиц и сопрягаемых пар трения.
Статистика отказов ИКАО говорит о том, что до 33% всех аварий и катастроф летательных аппаратов, до 50% отказов реактивных двигателей и до 90% отказов агрегатов гидравлических систем обусловлено наличием в системах твердых частиц загрязнений.
Статистика отказов турбоагрегатов показывает, что вследствие загрязненности имеют место такие события, как полное разрушение турбоагрегата с групповым несчастным случаем, отключение турбин, рост температуры вкладышей с выплавлением баббита колодок опорного подшипника, останов турбин, останов турбогенераторов [4].
Согласно данным зарубежных специалистов, уровень загрязненности жестко связан со сроком службы оборудования, в котором она используется. По различным оценкам, увеличение чистоты жидкости только на один класс увеличивает ресурс защищаемой системы в 2-10 раз. Так, согласно [5], увеличение класса чистоты с 17-го до 13-го приводит к росту ресурса насосов на 450-600%.
Усредненные значения уровня загрязненности рабочих жидкостей в процессе эксплуатации
Фракция мкм Фактическое количество твердых частиц (механических примесей) в 100 см3 масла. Тип станции, марка масла, тип топлива Предельно допустимое значение в 100 см3 масла соответствии с РД-0444 для:
ТЭС Тп-22с газ (уголь) ГЭС Тп-30 АЭС Furquel-L систем смазки систем регулирования
5-10 37513 (103880) 66040 33712 31500 8000
10-25 14046 (16660) 11760 5488 16000 4000
25-50 25806 (1960) 8820 3724 1600 400
50-100 5880 4900 196 200 50
>100 7186 980 50 12
Класс чистоты по ГОСТ 17216 16-19 16 14-16 11 9
Массовая доля загрязнений по ГОСТ 17216, г/т 630-4500 320 320 16 6

Кроме физических процессов отказов оборудования в процессе эксплуатации наблюдаются процессы, обусловленные потерей ресурса собственно рабочих жидкостей — смазочных турбинных масел и масел систем регулирования. Эксплуатация загрязненных турбинных масел также ведет к их стремительному старению из-за интенсификации процессов их окисления на границах раздела фаз.

В таблице приведены усредненные значения уровня загрязненности рабочих жидкостей систем смазки и регулирования ТЭЦ, АЭС и ГЭС в сопоставлении с требуемыми уровнями загрязненности в соответствии с [1].
Анализ табл. показывает, что существующие средства очистки, применяемые на станциях, не могут эффективно решать задачу поддержания необходимого уровня чистоты. Для всех типов станций имеет место значительное превышение массовой доли загрязненности и превышение класса чистоты, в том числе по опасным фракционным группам. Здесь следует отметить, что численные значения, представ¬ленные в табл., получены проведением гранулометрических анализов не менее чем десяти турбоагрегатов одного типа станций не менее чем на двадцати семи станциях разного типа в течение десяти лет непрерывного мониторинга.
Остановимся на экономических аспектах старения собственно масла. Стоимость масла в системе смазки только одной турбины на АЭС достигает 48 и более млн рублей при сроке службы не более пяти лет. С учетом того, что количество турбин на каждой АЭС от двух до восьми, каждые пять лет одна АЭС требует для замены масла от 200 до 400 млн рублей. Потери на тепловых станциях несколько меньше вследствие меньших объемов масла, однако в ближайшее время неизбежен переход с относительно дешевых минеральных масел на современные синтетические огнестойкие масла.
С учетом объемов реализации (только федеральных станций в России более 900) суммарные потери лишь вследствие преждевременного выхода из строя масла можно оценить ориентировочно как 90-180 млрд рублей в среднем каждые пять лет или 35 млрд рублей ежегодно.
Задача продления срока службы масла автоматически решает еще одну важнейшую проблему снижения экологических ограничений в процессе утилизации турбинных и в особенности трансформаторных масел.

Подводя итог, можно отметить следующее:

  • уровень чистоты рабочих жид-костей на современных объектах энергетики не отвечает современным нормативам;
  • средства обеспечения чистоты масел и топлив, используемые сейчас, не в состоянии справиться с постав-ленными перед ними задачами;
  • вследствие этих причин энергетика терпит значительные убытки, исчисляемые сотнями миллиардов рублей;
  • сказанное подчеркивает актуальность разработки принципиально новых средств и систем очистки турбинных масел и топлив.

Литература

  • 1.РД Э0-0444-03. Методические указания по эксплуатации, организации и проведению испытаний трансформаторных и турбинных масел на атомных электростанциях. Министерство Российской Федерации по атомной энергии. М, 2002.
  • 2.ГОСТ 305-82. Топливо дизельное. Технические условия. Diesel fuel. Specifications.
  • 3.CEN Diesel Fuel Specification (EN590:1993).
  • 4.Информационное письмо № ИП-01-27-01 от 05.01.01 РАО «ЕЭС России». Департамент генеральной инспекции по эксплуатации электрических станций и сетей.
  • 5.ОСТ 23.1.23-80 Промышленная чистота. Классы чистоты рабочей жидкости. Методы назначения класса,. Официальное издание М, 1980.