Подовження терміну експлуатації парових турбін великої потужності (на прикладі турбін К-200-130)

Для корпусів ЦВТ, ЦСТ тепловий і напружено-деформований стан отримано з урахуванням ремонтно-поновлювальних змін згідно даних візуального контролю (Заключення № 597-2004 від 10.12.2004 г.). При пусках з НС-2 максимальне напруження у_імах в ЦВТ відмічено у тороподібній частині корпусу (у_імах=815,6 МПа). При пусках з ХС напруження у_імах дорівнює 811,6 МПа в тому ж місці. Для ЦСТ максимальне напруження у_імах складає 879,8 МПа на внутрішній поверхні корпусу в зоні паровпуску при пусках з НС-2 і 640 МПа при пусках з ХС.

Для корпусів стопорних клапанів АСК ЦВТ тепловий і напружено-деформований стан визначено з урахуванням ремонтно-поновлювальних змін згідно даних візуального контролю (Заключення № 597-2004 від 10.12.2004 р.).

Враховано тріщини з двох боків ребра жорсткості стопорного клапана, що виявлені при візуальному осмотрі в період капремонту. При пусках з НС-2 максимальне напруження у_імах має місце в зоні ребра жорсткості АСК ЦВТ під кришкою (у_імах=260,0 МПа). При пусках з ХС максимальне напруження у_імах дорівнює 343,3 МПа в нижній частині ребра.

Аналогічні дані отримані для енергоблоків № 3-9 Кураховської ТЕС та № 11, 14, 15 Луганської ТЕС. Необхідно зазначити нижчий рівень напружень для парових турбін К-200-130-1,3 Луганської ТЕС, де має місце змінена схема підводу пари на кінцеві ущільнення. Пар температурою 490-500С подається на передні кінцеві ущільнення ЦВТ і ЦСТ з паропроводу гарячої пари сусідніх енергоблоків при пуску із гарячого стану.

З аналізу теплового і напружено-деформованого стану для роторів ЦВТ і ЦСТ всіх енергоблоків турбіни К-200-130-1,3 значні напруження виникають у зоні термокомпенсаційних канавок передніх кінцевих ущільнень, придискових галтелів 1-го регулюючого та 13-го ступенів, а також в місцях закріплення робочих лопаток на ободах дисків роторів. Для корпусів ЦВТ і ЦСТ великі напруження мають місце у зонах паровпусків ЦВТ і ЦСТ, у першому і другому посадочних пазах обойм діафрагм та обоймах передніх ущільнень на внутрішній поверхні корпусу ЦВТ. На зовнішніх поверхнях корпусів значні напруження є в зоні дренажних патрубків з боку паровпуску ЦВТ та патрубків промперегріву ЦСТ (рис. 8-9). Для корпусів стопорних клапанів АСК ЦВТ і АЗК ЦСТ великі напруження виникають у горлі, на внутрішній поверхні уздовж ребер жорсткості та під кришками клапанів.

Пґятий розділ дисертації присвячено розробці методики експериментальної оцінки стану металу роторів та корпусів, що відпрацювали більш, ніж 220-270 тис. годин, та проведенню експериментального дослідження металу роторів і корпусів для визначення коефіцієнта запасу міцності.

На етапі проектування енергетичного обладнання вибирався достатньо високий коефіцієнт запасу міцності за числом циклів (5-10 і більше) для компенсації неточності методу розрахунку у зв'язку з тим, що моделювання теплового і напружено-деформованого стану у 60-ті роки минулого століття обмежувалось можливостями обчислювальної техніки і відбувалося на спрощених геометричних моделях, а також у зв'язку з наявністю розкиду малоциклових характеристик матеріалу. З іншого боку, для визначення коефіцієнтів запасу міцності за кількістю циклів до появи пошкоджень та за деформаціями металу в умовах тривалої експлуатації більш достовірним є фізичний експеримент. Дослідження на малоциклову утомленість зразків металу ротора ЦСТ та корпусів ЦВТ і ЦСТ проводили на стандартній універсальній електрогідравлічній машині 3201УЕ-20 при зміні амплітуд повних упругопластичних деформацій робочої частини зразка (_а) від 0,5 % до 1,4 % у діапазоні довговічностей від 100 до 10000 циклів. Для досліджених матеріалів в цих умовах змінення деформацій робочої частини зразка максимальне значення зусиль дорівнювало 40 кН при напруженні у зразку до 800 МПа. Нагрів лабораторних зразків виконували за допомогою малогабаритної печі електроопору до температури 500С, що відповідає реальним умовам експлуатації роторів та корпусів ЦВТ і ЦСТ. Дослідження гладких циліндричних зразків із роторної сталі 25Х1М1ФА і корпусної сталі 15Х1М1ФЛ були виконані з постійною швидкістю деформування при значеннях асиметрії циклу деформації R=1.

Зразки для фізичного експерименту із сталі 25Х1М1ФА були виготовлені із заготовок, що взяті з двох зон ротору ЦСТ парової турбіни К-210-130-3 ст. № 9 Луганської ТЕС: перша зона була в районі обойми № 2, ближче до осьового каналу, друга - в районі обойми № 1, ближче до поверхні ротора перед диском 13-го ступеня. Ротор ЦСТ ст. № 9 Луганської ТЕС відпрацював 275031 годин експлуатаційного періоду при різних типах пусків та реальних навантаженнях.

Особливістю досліджень механічних властивостей корпусної сталі 15Х1М1ФЛ, що вибрана з корпусів ЦВТ і ЦСТ парової турбини К-210-130-3 ст. № 3 КТЕС, було використання для досліджень обмеженої кількості зразків. Це було обумовлено тим, що із конструкції, що знаходиться у експлуатації можливо одержати невеликі об'єми виборки матеріалу (перетин першої виборки 3839 мм, другої - 3138 мм). Така кількість матеріалу обумовила обмеженість кривої малоциклової утомленості в діапазоні деформацій 0,2-1,25 % і довговічності 80-3700 циклів.

Аналіз реального стану сталі 25Х1М1ФА показав, що за кількістю циклів до руйнування деградація її властивостей (до 38 %) не перевищує допустиму межу (до 40 %) в усьому дослідженому діапазоні амплітуд деформацій (від 0,12 до 2,14 %). В той же час по деформаціях допустима межа зниження циклічної міцності (до 17 %) має місце у діапазоні амплітуд деформацій від 0,0 до 0,493 %. Аналіз реального стану сталі 15Х1М1ФЛ показав, що за кількістю циклів до руйнування деградація її властивостей (до 35 %) не перевищує допустиму межу (до 40 %) в усьому дослідницькому діапазоні амплітуд деформацій (від 0,157 до 1,802 %). В той же час по деформаціях допустима межа зниження циклічної міцності (до 17 %) має місце у діапазоні амплітуд деформацій від 0,0 до 0,4 %. Тому для сталей 25Х1М1ФА і 15Х1М1ФЛ у вказаному діапазоні амплітуд напружень коефіцієнти запасу міцності за кількістю циклів і деформацій можуть бути встановлені на рівні n_N=3 і n=1,25.

Шостий розділ дисертації містить розрахункову оцінку малоциклової утомленості металу роторів, корпусів, стопорних клапанів ЦВТ і ЦСТ енергоблоків № 3-9 Кураховської та енергоблоків № 11, 14, 15 Луганської ТЕС. Оцінка малоциклової утомленості парової турбіни К-200-130 ст. № 4 Кураховської ТЕС доводить, що мінімальна допустима кількість циклів, що визначає ресурс, має місце у зонах паровпуску та передніх кінцевих ущільнень ЦВТ, осьового каналу, у зоні 1-го ступеня ротору ЦСТ та горла стопорного клапану ЦВТ.

Парові турбіни потужністю К-200-130-3 Кураховської ТЕС були введені в експлуатацію впродовж 1972-1975 років. Станом на кінець 2006 року вони відробили 188157-221120 годин при загальній кількості пусків для блоків ст. № 3-9 від 909 до 1756.

Для Луганської ТЕС з періоду вводу в експлуатацію у 1963-1969 рр. блоки ст. № 11, 13-15 напрацювали 238329-280387 годин при загальній кількості пусків від 1027 до 1277. Повної статистики пусків турбіни із різноманітних теплових станів на станціях немає. Розрахункова кількість пусків у таблиці 1 визначалася згідно відсоткового співвідношення різних типів пусків за період з 01.02.1993 р. до 01.02.2006 р. за статистикою пусків для Кураховської ТЕС (аналогічно для Луганської ТЕС).

Необхідно відмітити, що впродовж всього строку експлуатації були замінені окремі елементи блоків парових турбін К-200-130-3 Кураховської ТЕС. Корпус ЦВТ парової турбіни К-200-130-3 ст. № 9 був замінений у 1992 році, наробка нового ЦВТ склала 65308 годин і 470 пусків. У 1997 році проведена заміна ротора ЦСТ турбіни К-200-130-3 ст. № 9. Загальна кількість пусків для нього на 1.06.2006 року складала 191 пуск, наробка - 28728 годин.

Аналогічно враховувались дані по пусках для інших енергоблоків Кураховської та Луганської ТЕС.

Видно, що для ротора ЦСТ енергоблоків ст. № 4-6 допустима кількість циклів до появи тріщин [N_д]_min при запасах міцності за числом циклів n_N=5 і за деформаціями n_е=1,5 знаходиться на рівні 1200-1980. Для корпусів ЦВТ і ЦСТ допустима кількість циклів до появи тріщин [N_д]_min обмежується діапазоном 1800-2000. Таким чином, вищезазначені елементи, згідно існуючих в Україні нормативних документів МПЕ (максимальна кількість пусків - 800), потрібно знімати з експуатації. В той же час візуальні обстеження, що проведені лабораторією металів Кураховської ТЕС та дані технічного аудиту всього періоду експлуатації, що отримані спеціалістами «ДонОРГРЕС», свідчать про неглобальні пошкодження роторів та корпусів ЦВТ і ЦСТ та достатньо високий рівень характеристик металу цих елементів.

Тому згідно експериментального дослідження властивостей сталей ротора 25Х1М1ФА і корпусів 15Х1М1ФЛ коефіцієнти запасу міцності за кількістю циклів і деформацій можуть бути встановлені на рівні n_N=3 і n=1,25, відповідно. Такі змінені коефіцієнти запасу міцності підвищать ресурсні показники високотемпературних елементів парової турбіни К-200-130-3 ст. № 3-9 Кураховскої ТЕС.

Наведено розрахункову оцінку живучості високотемпературних елементів парової турбіни К-200-130-3 ст. № 3-9 Кураховскої ТЕС (табл. 1) з урахуванням змінених коефіцієнтів запасу міцності за кількістю циклів і деформацій, що для критичних елементів (кількість пусків 800) енергетичного обладнання були встановлені на рівні n_N=3 і n=1,25.

Для коефіцієнтів запасу міцності за кількістю циклів n_N=3 і за деформаціями n=1,25 залишковий ресурс складає від 51286 до 64349 годин і більше для ротору ЦСТ та понад 90000 годин для корпусів ЦВТ і ЦСТ, що дозволяє продовжити експлуатацію на 50000 годин.

Наведено розрахункову оцінку живучості литих елементів парової турбіни К-200-130-3 ст. № 3-9 Кураховскої ТЕС. Враховано дані технічного аудиту, що проводився «ДонОРГРЕС», та неруйнівного контролю лабораторії металів. Для енергоблоку ст. № 7 згідно даних технічного аудиту зафіксовано в ЦВТ дві максимальні тріщини глибиною 16 мм і 25 мм. Тріщина глибиною 16 мм має місце у зоні паровпуску нижньої частини корпусу ЦВТ, де товщина стінки корпусу складає 105 мм на горизонтальному розґємі по фланцю (Заключення № 270-2004 від 20.05.04). Друга максимальна тріщина глибиною 25 мм зафіксована у верхній частині корпусу ЦВТ уздовж посадочного пазу під діафрагменну обойму, де товщина стінки корпусу дорівнює 84 мм. У табл. 3 наведена оцінка ресурсу корпусу ЦВТ ст.№7 для цих двох пошкоджень. Для тріщини глибиною 25 мм (42,4 % відносна глибина) допустимий час живучості суттєво зменшується до 79906 годин у порівнянні з часом живучості для тріщини глибиною 16 мм (15,3 % відносна глибина) 728182 години.

Таблиця 1. Розрахункова оцінка залишкового ресурсу і живучості парової турбіни К-200-130 Кураховської ТЕС

Допустимий час живучості корпусів ЦВТ і ЦСТ та стопорних клапанів АСК ЦВТ перевищує 50000 годин. Глибина виявлених при огляді тріщин не перевищує 45 % товщини стінки, швидкість росту тріщини складає не більше 0,7•10^-3 мм/год. Це дозволяє зробити висновок про можливість продовження експлуатації корпусів ЦВТ і ЦСТ, а також корпусів стопорних клапанів АСК ЦВТ на 50 тис. годин.

Сьомий розділ дисертації містить результати чисельних досліджень напружено-деформованого стану роторів турбіни К-200-130 при пускових режимах після проведення ремонтно-поновлювальних заходів. Дефекти експлуатації в передніх кінцевих ущільненях роторів ЦВТ і ЦСТ у вигляді тріщин різної глибини усувались шляхом проточки термокомпенсаційних канавок і збільшення їх ширини з 3,5 до 5,5 мм і радіусу закруглення з 1,75 до 2,75 мм. По галтелі диску регулюючого ступеня ротору ЦВТ (РВТ) мінімальні напруження дорівнюють у_екв= - 283 МПа в кінці етапу навантаження при пуску з НС-2. На початковому етапі пуску НС-2 значні навантаження у_екв=197 МПа обумовлені інтенсивним захолоджуванням металу ротора через низьку температуру свіжої пари t_сп=325 єС, що на 85 єС нижче температури металу. Після проточки коефіцієнт концентрації напружень в термокомпенсаційних канавках ротору ЦВТ зменшився з 5,2 у вихідному стані до 4,66 ( на 10 %). Змінення конфігурації канавок проточкою призвело до зменшення напружень на 10 %.

Проведено дослідження впливу змінення конфігурації термокомпенсаційних канавок кінцевих ущільнень і галтелі диску 13-го ступеня на напружений стан ротору ЦСТ (РСТ) при НС-2 і ХС. Виконано розрахунки теплового і напруженого стану РСТ при пуску з НС-2, що відрізняється графіками підвищення температури пари промперегріву: в першому випадку Т_пп перевищувала температуру металу РСТ на 50-60 єС, а в другому - була нижчою на 15-20 єС. Максимальний рівень напружень у зоні проточки другої канавки передніх кінцевих ущільнень при пусках із ХС становить у_екв=197 МПа. В РСТ тріщини в термокомпенсаційних канавках мають більшу глибину (до 2,6 мм). Проточки термокомпенсаційих канавок РСТ зменшують коефіцієнт концентрації напружень на 7,8 % (з 5,2 до 4,82), а виборка дефекту в галтелі диску 13-го ступеня зменшує коефіцієнт концентрації напружень у галтелі з 4,17 до 3,48 (в 1,2 рази). Попередній прогрів РВТ впродовж 30, 120 і 180 хвилин при пуску із ХС зменшує напруження не більше ніж на 2-4 %, тобто його можна скоротити до однієї години.

Порівняно тепловий і напружено-деформований стан роторів РВТ і РСТ парових турбін К-200-130-1 і К-200-130-3, які мали термокомпенсаційні канавки та без них (рис.12). Для РВТ при усуненні термокомпенсаційних канавок рівень напружень зменшується, наприклад, на осьовій розточці у зоні 1-го ступеня на 4,72 % при пуску з НС-2, на 14,1 % при пуску з НС-1 і на 9,94 % при пуску з ХС. Залишковий ресурс РВТ без термокомпенсаційних канавок збільшився на 31,25 % (з 86776 годин для К-200-130-1 до 126229 годин для К-200130-3). Розрахункові дослідження теплового та напружено-деформованого стану показали, що в РСТ без канавок має місце зниження загального рівня інтенсивності умовних упругих напружень на 25 % - з 192 МПа до 144 МПа для пуску із ХС.

При пуску з НС-1 напруження зменшуються на 11 % (з 188 МПа до 166 МПа), а з НС-2 - на 27 % (з 160 МПа до 117 МПа). При цьому залишковий ресурс РСТ без термокомпенсаційних канавок збільшився на 21,15 % (з 59619 годин для К-200-130-1 до 75967 годин для К-200130-3).

В корпусі ЦВТ парової турбіни К-200-130-3 в порожнину зони паровпуску подається гаряча пара, що дозволяє зменшити напруження в корпусі ЦВТ парової турбіни К-200-130-3 в порівнянні з К-200-130-1.

Напружено-деформований стан корпусу ЦВТ покращується на 31 % в зоні паровпуску (з у_i=393 МПа до у_i=272 МПа), на 28 % - в зоні передніх кінцевих ущільнень (з у_i=630 МПа до у_i=454 МПа) і на 42 % на зовнішній поверхні нижньої частини корпусу в зоні переходу до фланців горизонтального роз'єму (з у_i=945 МПа до у_i=545 МПа (рис.13-14). Подібна тенденція має місце при пусках з НС-1 і НС-2.

Залишковий ресурс корпусів ЦВТ збільшується приблизно на 3,7 % (з 90682 годин для блоку ст. № 6 Кураховської ТЕС до 94035 годин для блоку ст. № 13 Луганської ТЕС) при зміні схеми підводу пари на передні кінцеві ущільнення.

Продовження терміну експлуатації енергоблоків потужністью 200 МВт на 30000-50000 годин дасть орієнтовний економічний ефект від 18,5 до 31 млн. грн. річних на один блок ТЕС за рахунок збільшення виробництва електроенергії при різниці між відпускною вартістью та собівартістью електроенергії в 0,0191грн/(кВт•год).

Наробка енергоблоків ТЕС України вказує на вичерпання паркового ресурсу та наближення до максимально можливого продовженого ресурсу в 300 тис. год. Найбільш вразливими є блоки № 1, 2, 4, 5 Зміївської, блоки № 9, 10, 11 Луганської ТЕС і блоки № 5, 7 Старобешівської ТЕС. Згідно графіків кількості пусків, у базовому режимі на момент 01.01.2004р. знаходилася Зміївська ТЕС, на Луганській ТЕС кількість пусків на блоках не перевищувала 1300, а Кураховська і Старобешевська ТЕС працювали у високоманевровому режимі.

Використання блоків потужністю 200 МВт Зміївської ТЕС у високоманевровому режимі із зупинками на ніч та вихідні дні веде до прискореного спрацювання залишкового ресурсу, темп якого можна порівняти з оцінками для енергоблоків Кураховської ТЕС. На Кураховській і Старобешевській ТЕС практикується високоманевровий режим роботи, що не відповідає стану вичерпання паркового ресурсу.

Дослідження з оцінки залишкового ресурсу блоків № 4-8 Кураховської ТЕС показали, що робота в такому режимі може значно зменшити термін експлуатації парових турбін К-200-130. Для блоку № 11 Луганської ТЕС можливо продовження експлуатації не більш, ніж на 45-50 тис. годин. При цьому, необхідно встановити АСТД та застосувати конструктивні і схемні заходи для управління ресурсом парової турбіни К-200-130 Кураховської ТЕС, а саме, проточити термокомпенсаційні канавки на РВТ і РСТ (по можливості усунути їх), змінити схему підведення пари на ущільнення ЦВТ і ЦСТ, оптимізувати передштовховий прогрів.

При продовженні терміну експлуатації високотемпературних елементів парових турбін більше паркового ресурсу необхідно для надійної та безпечної роботи енергоблоків встановити на такому обладнанні АСТД, що дозволить більш прогнозовано та безпечно експлуатувати енергетичне обладнання та дати час для організації робіт з поновлення обладнання ТЕС України. Ці питання стають актуальними і на перших енергоблоках АЕС з паровими турбінами потужністю 220 МВт, що наближаються до вичерпання паркового ресурсу і також потребують оціночного дослідження індивідуального ресурсу. АСТД разом з комплексним обстеженням індивідуального ресурсу всіх наявних енергоблоків потужністю 200, 300, 800 МВт дозволять перейти до управління ресурсом енергетичного обладнання з оптимізацією диспетчерського навантаження ЕС України та до планування необхідних замін обладнання, що фізично або економічно застаріло.

Висновки

У дисертації наведено теоретичне узагальнення та комплексний підхід до рішення актуальної науково-технічної проблеми продовження терміну експлуатації високотемпературних елементів парових турбін, що відпрацювали свій парковий ресурс. Рішення даної проблеми пов'язано з удосконаленням методології оцінки індивідуального ресурсу енергетичного обладнання та розробкою комплексу для управління ресурсом та діагностично-інформаційної підтримки експлуатації систем і обладнання енергоблоків. Теоретично обґрунтована і експериментально доведена реальна можливість продовження терміну експлуатації високотемпературних елементів парових турбін. За результатами досліджень зроблені наступні висновки:

1. Обґрунтовано необхідність комплексного підходу до рішення актуальної задачі продовження терміну експлуатації високотемпературних елементів парових турбін, що відпрацювали свій парковий ресурс. Виділено рівні ієрархії та внутрішні зв'язки з урахуванням основних складових проблеми продовження терміну експлуатації енергетичного обладнання, що дало можливість визначити пріоритетні напрямки дослідження.

2. На підставі експериментальних досліджень зразків металу високотемпературних елементів парових турбін, які відпрацювали більше 220 тис. годин, змінення геометрії цих елементів у ремонтних компаніях, а також технічного аудиту обладнання сформульовано комплексний підхід щодо вирішення проблеми продовження терміну експлуатації роторів, корпусів і клапанів ЦВТ і ЦСТ парових турбін потужністю 200 МВт.

3. Для парових турбін типу К-200-130-1,3 вперше розроблено математичну модель теплового (ТС), напружено-деформованого стану (НДС) та малоциклової утомленості (МЦУ) роторів, корпусів і стопорних клапанів ЦВТ і ЦСТ парових турбін з урахуванням наявних пошкоджень проектних конструкцій та ремонтно-поновлювальних змін елементів у процесі експлуатації на базі 2D- і 3D-просторових аналогів для роторів ЦВТ і ЦСТ; корпусів ЦВТ і ЦСТ з фланцями горизонтального роз'єму, порожнинами для обігріву фланців, паровими ресиверами, дренажними патрубками; для стопорних клапанів циліндрів ЦВТ і ЦСТ з патрубками підводу та відводу пари.

4. Вперше виконано експериментальну оцінку малоциклової утомленості металу роторів та корпусів ЦВТ і ЦСТ парової турбіни потужністю 200 МВт, що відпрацювали більше 220 тис. годин. Уточнено коефіцієнти міцності за кількістю циклів та деформацій з урахуванням тривалої роботи обладнання з терміном експлуатації більш ніж 220 тис. годин. Отримано криві малоциклової утомленості металу ротора 25Х1М1ФА та металу корпусів 15Х1М1ФЛ, що відпрацювали у реальних умовах експлуатації на енергетичних об'єктах більш ніж 221000 годин для корпусної сталі і 275031 годину - для роторної сталі. Це дозволило зменьшити коефіцієнти запасу міцності по кількості циклів на 40 % і по деформаціях на 16,6 %.

5. Вперше проведено оцінку і прогнозування залишкового ресурсу високотемпературних елементів парових турбін потужністю 200 МВт з експериментально отриманими коефіцієнтами запасу міцності металу.

6. Шляхом проведення чисельного експерименту отримано дані теплового, напружено-деформованого стану та малоциклової утомленості роторів, корпусів, стопорних клапанів ЦВТ і ЦСТ енергоблоків ст. № 3-9 Кураховської та № 11, 13-15 Луганської ТЕС в залежності від зміни конструктивних і режимних параметрів з урахуванням різних видів навантаження. Розглянуто конструктивні та схемні рішення щодо оптимізації експлуатаційних параметрів та ресурсу високотемпературних елементів парової турбіни. Визначено вплив режимних параметрів на роботу високотемпературних елементів парових турбін, розроблено рекомендації з підвищення ефективності їхньої експлуатації.

Показано, що усунення термокомпенсаційних канавок роторів ЦВТ і ЦСТ збільшує залишковий ресурс на 17 % і 21 %, відповідно. Подача гарячої пари на ущільнення ЦВТ і ЦСТ при пуску з гарячого стану підвищує залишковий ресурс ротора ЦСТ на 21 %, корпуса ЦВТ - на 50 %, а корпуса ЦСТ - на 3 %. Конструктивні змінення корпусу ЦВТ турбін 3-ої модифікації (порожнина в зоні передніх кінцевих ущільнень) дозволяють збільшити залишковий ресурс на 3,7 %.

7. Встановлено реальну можливість продовження терміну експлуатації енергетичного обладнання за результатами проведення чисельних і експериментальних досліджень, розраховано допустиму кількість пусків, сумарну пошкодженість та залишковий термін експлуатації роторів, корпусів, стопорних клапанів ЦВТ і ЦСТ, парових турбін К-200-130 ст. № 3-9 Кураховської та № 11, 13-15 Луганської ТЕС, а також допустимий час живучості корпусних деталей з урахуванням темпу зростання тріщин парових турбін К-200-130 ст. № 3-9 Кураховської ТЕС.

Пошкодженість роторів ЦСТ цих енергоблоків складає 35-80 %, а залишковий ресурс визначений у межах 30165-64350 годин. Пошкодженість корпусів ЦВТ досягає 85 % при залишковому ресурсі близько 31000 годин. Залишкова кількість пусків становить 250-300, що передбачає роботу цих енергоблоків у менш маневрових режимах.

8. Створено концепцію автоматизованої системи технічної діагностики і інформативної підтримки експлуатації та управління ресурсом енергоблоків електростанцій з метою продовження залишкового ресурсу енергетичного обладнання, що вичерпало свій парковий ресурс.

Впровадження АСТД на реальних об'єктах дозволить збільшити виробництво електроенергії та зменшити ремонтні затрати. Це дасть орієнтовний економічний ефект на рівні 4,512 млн. грн. річних на один блок ТЕС потужністю 200 МВт та 22,1 млн. грн. річних на один блок АЕС потужністю 1000 МВт.

9. Отримані на реальному об'єкті нові дані щодо продовження терміну експлуатації високотемпературних роторів та корпусних деталей парових турбін і забезпечення надійної роботи енергетичного обладнання парових турбін з обов'язковим впровадженням АСТД дозволили запропонувати комплексну методологію оцінки залишкового ресурсу високотемпературних елементів парових турбін. Сформульовано методологічний підхід щодо вирішення проблеми продовження терміну експлуатації енергетичного обладнання парових турбін із застосуванням маловитратних технологій модернізації та управління ресурсом. Результати впроваджені на енергоблоках ст. № 3-9 Кураховської та № 11, 13-15 Луганської ТЕС, про що є відповідні документи.

Продовження терміну експлуатації енергоблоків потужністю 200 МВт на 30000-50000 годин дасть орієнтовний економічний ефект від 18,5 до 31 млн. грн. річних на один блок ТЕС за рахунок збільшення виробництва електроенергії.

10. У результаті виконаних у дисертаційній роботі досліджень вирішена важлива науково-технічна проблема продовження терміну експлуатації парових турбін шляхом удосконалення наявних підходів до оцінки залишкового ресурсу енергетичного обладнання та застосування маловитратних технологій модернізації та управління ресурсом. Результати розробки є актуальними для удосконалення існуючого і створення нового енергетичного обладнання електростанцій.

Список опублікованих праць за темою дисертації

1. Теплообмен и газодинамика в камерах отбора паровых турбин / [Маляренко В.А., Голощапов В.Н, Барсуков В.А., Котульская О.В., Черноусенко О.Ю.] - К.: Наукова думка, 1991.- 240 с.

2. Гура Л.О. К расчету оптимальных режимов прогрева элементов энергооборудования / Л.О. Гура, О.Ю. Черноусенко // Енергетичне машинобудування.- 1985.- Вип. 40.- С. 57-61.

3. Некоторые особенности течения рабочего тела в около отборном отсеке / Ю.Ф. Косяк, В.М. Галацан, В.И. Гольман, О.Ю. Черноусенко, Б.К. Релих// Теплоэнергетика.- 1988.-№ 6. - С. 29-71.

4. Капинос В.М. Теплообмен в камерах отбора влажно-паровых турбин / В.М. Капинос, О.Ю. Черноусенко // Енергетичне машинобудування. - 1988.- Вип. 46.- С. 60-64.

5. Капинос В.М. Особенности теплоотдачи при течении влажного пара в цилиндрической полости / В.М. Капинос, Л.О. Гура, О.Ю. Черноусенко // Весці Академії навук БССР. Сер. фіз.-энерг. навуки. - 1990. - № 2.- С. 61-65.

6. Граничные условия теплообмена в камерах отбора влажно-паровых турбин / В.М. Капинос, Ю.Ф. Косяк, В.А. Палей, Л.А. Гура, О.Ю. Черноусенко // Теплоэнергетика.- 1991.- № 7.- С. 33-36.

7. Черноусенко О.Ю. Расчетно-теоретическое исследование влияния неизотермичности поверхности на теплоотдачу в камере отбора / О.Ю. Черноусенко // Енергетичне машинобудування.- 1992. - Вип. 51.- С. 158-164.

8. Косяк Ю.Ф. К определению коэффициента теплоотдачи при течении пара в межкорпусных пространствах турбин на скользящих параметрах / Ю.Ф. Косяк, О.Ю. Черноусенко, С.И. Лозинский // Енергетичне машинобудування.- 1996.- Вип. 54.- С. 155-163.

9. Ильченко О.Т. К вопросу автоколебательности уровня конденсата в аппаратах системы регенерации / О.Т. Ильченко, О.Ю. Черноусенко, А.С. Нынь // Совершенствование турбоустановок методами математического и физизического моделирования: Сб научн. трудов. - Х.: ИПМаш им. Подгорного НАН Украины, 1997.- С. 102-105.

10. Ильченко О.Т. Экспериментальное исследование нестационарных процессов в турбоустановках ТЭС и АЭС / О.Т. Ильченко, А.В. Борисенко, О.Ю. Черноусенко // Проблемы машиностроения. -1998.- № 3-4.- С. 16-20.

11. Концептуальные основы создания автоматизированной системы диагностики режимов и оборудования энергоблоков АЭС Украины / А.В. Антонович, О.Ю. Черноусенко, Г.Н. Елизаренко, А.М. Бурдейный, А.И. Титко // Энергетика и электрификация.- 2005.- № 2. - С. 25-34.

12. Концептуальные основы создания автоматизированной системы диагностики режимов и оборудования энергоблоков АЭС Украины (часть 2) / А.В. Антонович, О.Ю. Черноусенко, Г.Н. Елизаренко, А.М. Бурдейный, А.И. Титко // Энергетика и электрификация.- 2005.- № 3.-С. 18-24.

13. Антонович А.В. Основные принципы создания автоматизированной системы технической диагностики энергоблоков АЭС (АСТД ЭБ) / А.В. Антонович, О.Ю. Черноусенко //Проблеми промышленной теплотехники: Сб. трудов.- К: Институт теплофизики НАНУ, 2005.- С. 311-313.

14. Черноусенко О.Ю. К вопросу определения граничных условий теплообмена для расчетного уточнения возможности продления срока эксплуатации корпусных деталей и роторов паровых турбин / О.Ю. Черноусенко // Энергетические и теплотехнические процессы и оборудование: Вестник НТУ «ХПИ».- 2006.- № 5.- С. 67-71.

15. Черноусенко О.Ю. Расчет индивидуального ресурса корпусов цилиндров высокого и среднего давления, корпусов стопорных клапанов и роторов К-200-130 блока 200 МВт / О.Ю. Черноусенко // Совершенствование турбоустановок методами математического и физизического моделирования: Сб научн. трудов. - Х.: ИПМаш им.Подгорного НАНУ, 2006.- № 4.- С. 128-134.

16. Черноусенко О.Ю. Расчетное исследование индивидуального ресурса корпусов ЦВТ, ЦСТ, корпусов стопорных клапанов и роторов К-200-130 блока 200 МВт / О.Ю. Черноусенко // Энергетические и теплотехнические процессы и оборудование: Вестник НТУ «ХПИ».- 2007. - № 2.- С. 64-71.

17. Оперативная расчетная оценка теплового и термонапряженного состояния высокотемпературных роторов паровых турбин / Н.Г. Шульженко, Н.Н. Афанасьев, А.В. Пожидаев, О.Ю. Черноусенко // Энергетика и электрификация.- 2007.- № 4. - С. 60-66.

18. Черноусенко О.Ю. Усталостные повреждения роторов ЦВТ и ЦСТ паровых турбин К-200-130-3 на ТЭС Украины и влияние на них реконструктивно-ремонтных и эксплуатационно-технологических факторов/ О.Ю. Черноусенко, А.В. Антонович, Н.Г. Крищук // Энергетика и электрификация.- 2007.- № 5.- С. 34-40.

19. Расчетное определение малоцикловой усталости высокотемпературных элементов паровой турбины мощностью 200 МВт с применением программного комплекса ANSYS И COSMOSWоrks / Е.М. Письменний, О.Ю. Черноусенко, Е.В. Штефан, Д.В. Рындюк, Д.С. Третяк // Вестник НТУУ «КПИ». Машиностроение.- К.: НТУУ «КПИ», 2008.- 52.- С. 188-195.

20. Черноусенко О.Ю. Обобщение и анализ результатов расчетного исследования индивидуального ресурса корпусов и роторов ЦВТ и ЦСТ турбины К-200-130 блока 200 МВт / О.Ю. Черноусенко //Энергетические и теплотехнические процессы и оборудование: Вестник НТУ «ХПИ».- 2008.- № 6.- С. 107-111.

21. Оценка малоцикловой усталости паровой турбины К-200-130-3 с применением программного комплекса ANSYS и COSMOS / О.Ю. Черноусенко, Е.В. Штефан, Д.В. Рындюк, Д.С. Третяк // Энергетика и электрификация.- 2008.- № 3.- С. 42-48.

22. Штефан Е.В. Информаційна технологія визначення індивідуального ресурсу вісокотемпературних конструкцій енергомашинобудування / Е.В. Штефан, О.Ю. Черноусенко, А.В. Башта //Проблеми тертя та зношування: Науково-технічний збірник.- К.: НАУ, 2008.- Вип. 49, т. 2. -С. 171-176.

23. А. с. 1687807.18 СССР. Цилиндр высокого давления влажнопаровой турбины / Косяк Ю.Ф., Вирченко М.А., Галацан В.М., Кантемир А.Д., Черноусенко О.Ю. (СССР). - № 4279187/24-06; заявл. 02.07.89; опубл. 03.11.91; Бюл. № 40.

24. Черноусенко О.Ю. Расчетная оценка паркового ресурса ЦВТ и ЦСТ турбин конденсационных турбоустановок / О.Ю. Черноусенко, М.В. Космина // Сучасні проблеми наукового забезпечення енергетики: тези доповідей. - К., 2007.- С. 8.

25. Черноусенко О.Ю. Концептуальные основы создания автоматизированной системы технической диагностики энергоблоков ЭС/ О.Ю. Черноусенко // АВТОМАТИКА-2008: XV міжнародна конференція з автоматичного управління, 23-26 вересня 2008 р.: доклади. Доповнення. - Одесса, 2008. - С. 22-23.

26. Черноусенко О.Ю. Оценка состояния метала высокотемпературных элементов паровой турбины К-200-130 / О.Ю. Черноусенко О.Ю., Т.О. Пащенко // Сучасні проблеми наукового забезпечення енергетики: тези доповідей. - К., 2008.- С. 13.

Размещено на Allbest.ru