Основные факторы, влияющие на техническое обслуживание и срок службы оборудования энергетической ГТУ

К ключевым факторам, определяющим интервалы между циклами техобслуживания, относятся:

продолжительность рабочих циклов; начальная температура ГТ; вид топлива;

впрыск пара/воды в газовый тракт ГТУ;

качество воздуха, забираемого компрессором ГТУ, и др.

Главными ограничителями срока службы ГТУ, работающих в штатном режиме, являются ползучесть, окисление и коррозия элементов.

Фирма ОЕ определяет межремонтные периоды работы установок на базе независимого подсчета числа пусков и часов работы и не использует метод эквивалентных часов работы фирмы Siemens (рис. 5.28).

Типичные максимальные интервалы между проверками следующие:

• 1) проверка тракта горячих газов — через 24 000 ч работы или 1200 пусков;
• 2) капитальное освидетельствование — через 48 000 ч работы или 2400 пусков.

Рис. 5.28. К определению межремонтных интервалов при работе установок

Рис. 5.29. Оценка влияния вида топлива на сложность технического обслуживания ГТУ (фирма General Electric)

Рассмотрим факторы, влияющие на техобслуживание.

1. Вид топлива. На рис. 5.29 дана оценка влияния вида топлива на сложность технического обслуживания ГТУ.

Тяжелые углеводородные топлива имеют более высокий коэффициент техобслуживания К_о5с (от 1 до 4). Этот вид топлива излучает большее количество лучистой энергии, что сокращает срок службы элементов КС. В этом топливе часто содержатся элементы (натрий, ванадий, свинец, калий), приводящие к ускоренной коррозии лопаточного аппарата ГТ. Имеют место и отложения, влияющие на рабочие характеристики установки.

При объемной концентрации ванадия в топливе свыше 1,5 ррш необходимо снизить начальную температуру газов ГТ по сравнению с ее номинальным (расчетным) значением (рис. 5.30). Коэффициент коррекции температуры/определяют по табл. 5.5.

2. Температура газов перед ГТ (Т_н т). Каждый час работы при пиковой нагрузке ГТУ (7’_нт = +56 °С) в отношении срока службы рабочих лопаток эквивалентен шести часам работы при базовой нагрузке. Работа при более низкой температуре Т_н т, наоборот, увеличивает срок службы лопаток,

поэтому периоды работы при частичных нагрузках в определенной мере компенсируют периоды работы при пиковых нагрузках ГТУ. Здесь многое зависит от способа регулирования электрической нагрузки (см. гл. 6).

Таблица 5.5. Значения коэффициента коррекции температуры по данным зарубежных фирм

Рис. 5.30. Диаграмма для определения начальной температуры газов Т_н т (по 180) в зависимости от объемной концентрации ванадия в топливе с учетом коэффициента коррекции температуры/(по данным зарубежных фирм)

Довольно часто ряд фирм применяет планово-предупредительный ремонт наиболее нагруженных лопаток первой ступени (рис. 5.31).

После такого ремонта качество отремонтированных лопаток близко к качеству новых. Обычно такие ремонты можно делать несколько раз.

3. Впрыск пара (воды). Экологический впрыск пара (воды) проводится для ограничения выбросов вредных веществ

Рис. 5.31. График периодичности планово-предупредительных ремонтов лопаток первой ступени ГТ энергетической ГТУ (фирмы General Electric) при работе на природном газе с базовой нагрузкой:

/ — состояние новых лопаток ГТ ГТУ перед началом эксплуатации; 2 — нижняя граница состояния лопаток ГТ в соответствии со стандартом; 3 — состояние значительного износа лопаток ГТ; 4 — время работы ГТУ, после которого стоимость ремонта лопаток ГТ превышает затраты на новые лопатки

и некоторого повышения мощности ГТУ и влияет на срок службы элементов установки и межремонтные интервалы. Эго происходит из-за воздействия пароводяного рабочего тела на свойства переноса горячего газа. Более высокая теплопроводность газа увеличивает передачу теплоты на лопатки проточной части и приводит к росту температуры металла, при этом сокращается срок службы элементов.

Впрыск пара (воды) связан с большой аэродинамической нагрузкой на элементы ГТ, из-за чего увеличиваются коэффициент повышения давления л_к и упругая деформация сопловых аппаратов второй и третьей ступеней ГТ, сокращаются межремонтные периоды.

4. Качество воздуха. Расходы на техобслуживание и эксплуатацию зависят также от качества воздуха, поступающего в компрессор. В дополнение к вредному влиянию содержащихся в воздухе загрязнений на элементы тракта горячих газов такие вещества, как пыль, соль и масло, могут вызывать эрозию, коррозию и загрязнение лопаток компрессора. Частицы размером 20 мкм, попадая в ОК, вызывают значительную эрозию лопаток. Коррозионный износ лопаток ОК приводит к точечной коррозии (пит- тингу) поверхности лопатки, что увеличивает шероховатость поверхности и служит потенциальным очагом усталостного растрескивания. В итоге изменяется контур лопаток, снижается расход воздуха и КПД компрессора, что, в свою очередь, уменьшает выходную мощность ГТУ и ее КПД (рис. 5.32 и 5.33).

Рис. 5.32. Зависимость характеристик ГТУ от массового расхода воздуха через компрессор:

— э

/ — относительная электрическая нагрузка ГТУ N_r ; 2 — относительный электрический

_ э —

КПД ГТУ Л рту > 3 — относительная начальная температура газов на входе в ГТ Т_нт

Рис. 5.33. Зависимость эксплуатационных характеристик ГТУ от загрязнения лопаток компрессора (фирмы General Electric)

На рис. 5.32 и 5.33 проиллюстрировано изменение характеристик ГТУ из-за загрязнения лопаток компрессора и снижения массового расхода воздуха через него. Загрязнения вследствие отложений на лопатках компрессора снижают расход воздуха через последний, в результате чего уменьшаются степень повышения давления и КПД компрессора. При этом весь процесс работы ГТ ухудшается как в отношении термодинамического КПД, так и в отношении выработки электроэнергии. Для ГТУ мощностью 150 МВт с компрессором, подающим в тракт около 500 кг/с воздуха, при

потреблении 9 кг/с эталонного природного газа (СН₄ = 100 %, =

= 50 056 кДж/кг) в КС снижение массового расхода воздуха на 3 % из-за загрязнения компрессора (довольно типичный случай) в соответствии с

Э

рис. 5.32 приведет к уменьшению выработки электроэнергии ЛN = = 9,15 МВт (около 6,1 %) и к снижению КПД производства электроэнер-

3

гии Дг|_ГТу = 1,95 %. Потребление топлива увеличится на 1,95 %, т.е. ЛВ_ГТ = 0,1755 кг/с. При наработке 1000 ч это приведет к недовыработке

9,15 • 10⁶ кВт-ч электроэнергии и к перерасходу 630- 10³ кг природного газа. При цене топлива 100 долл. США за 1 т только за 1000 ч работы энергетической ГТУ стоимость дополнительно сжигаемого топлива составит 63 тыс. долл. США. Если управление ГТУ осуществляется по уровню температуры выходных газов (в схемах парогазовых установок ее стараются поддерживать практически постоянной), то эта температура снизится примерно на 8 °С.

Из-за изменившихся условий прохождения потока в компрессоре в его лопаточном аппарате могут возникнуть напряжения. При интенсивном загрязнении лопаток поток на входе может деформироваться настолько, что может вызвать помпаж в компрессоре. Дальнейшая работа компрессора в таких условиях не исключает поломки и разрушения его лопаточного аппарата.

Эксплуатационный персонал, регулярно контролируя и регистрируя степень повышения давления в компрессоре л_к, его подачу и удельный расход топлива в соответствии с внешними условиями работы, получает очень важные данные для диагностики возможного ухудшения характеристик компрессора. Загрязнение компрессора имеет тенденцию к повышению с увеличением времени работы (рис. 5.34). Подача компрессора снижается по мере увеличения эксплуатационного периода по экспоненциальной кривой за счет обратимой и необратимой составляющих подачи компрессора. Первая из них связана с отложениями, которые могут быть удалены при очистке компрессора, а вторая обычно обусловлена эрозией, изменением формы профиля лопаток и торцевого зазора.

Для очистки лопаток ОК от налипшей грязи на сегодняшний день преобладающим является «влажный» метод, т.е. мойка водой с использова-

Рис. 5.34. Снижение выработки электроэнергии ГТУ без очистки компрессора и эффект от его очистки:

/ — влажная очистка при пониженной частоте вращения; 2 — то же, при неработающем компрессоре; 3 — предполагаемая потеря мощности; 4 — мощность установки без очистки

нием моющих средств. Различают мойку во время перерыва в эксплуатации (off-line cleaning) и мойку во время эксплуатации ГТУ (on-line cleaning). Во втором случае моющее средство впрыскивается через специальную систему сопл непосредственно в область лопаток (рис. 5.35).

В табл. 5.6 даны рекомендации по «влажному» методу очистки ОК.

Таблица 5.6. Рекомендуемые параметры при очистке компрессора ГТУ

Окончание табл. 5.6

Примечание. Для получения рабочего раствора смешиваются одна часть моющего раствора марки Т-950 и четыре части деминерализованной воды.

Более эффективна очистка при остановленном агрегате. До начала процедуры ГТУ останавливают и охлаждают в течение 5 ч (Siemens). В процессе промывки осуществляется попеременный впрыск раствора (рис. 5.36).

Промывка осевого компрессора выполняется на остановленной ГТУ несколько раз в год в зависимости от эффективности воздухозаборных фильтров. Обычно состояние первой ступени компрессора является надежным индикатором состояния остальной его части.

Критерием необходимости очистки проточной части компрессора и ГТ служит снижение мощности установки при одинаковых условиях всаса воздуха. Для его оценки используется коэффициент снижения электрической мощности ГТУ:

э э

где М_гтзагр, _{т чист} — электрические мощности генератора ГТУ при загрязненных и чистых компрессоре и газовой турбине, кВт.

Рис. 5.35. Организация промывки компрессора ГТУ типа GT8C (ЛО «Alstom—Невский»):

/ — компрессор; 2 — входной патрубок; 3 — внутренний коллектор системы промывки; 4 — внешний коллектор системы промывки; 5 — форсунки; б — промывочная тележка; А — вход воздуха; В — подвод моющей жидкости от промывочной тележки

Рис. 5.36. Очистка осевого компрессора от грязи:

1 — промывка; 2 — ополаскивание; 3 — последовательность промывки при 200 об/мин; 4 — то же, при 200—1320 об/мин; 5 — повторный пуск ГТУ

Значение коэффициента Кпри превышении которого рекомендуется проведение очистки, составляет 0,94—0,97. Для конкретной ГТУ более точно это значение находится с учетом экономических факторов.

Измерения для определения коэффициента Кд- проводятся при номинальной нагрузке, скорректированной температуре выходных газов ГТУ и при 100 %-ном открытии лопаток ВНА в течение 1 ч.

После проведения очистки проточной части ГТУ необходимо повторно определить коэффициент .