Ensayos térmicos de turbinas de vapor
y equipo de turbina

En los últimos años, en la línea de ahorro de energía, ha aumentado la atención a los estándares de consumo de combustible para las empresas que generan calor y electricidad, por lo tanto, para las empresas generadoras, los indicadores de eficiencia real de los equipos de calor y energía se están volviendo importantes.

Al mismo tiempo, se sabe que los indicadores de eficiencia reales en condiciones de operación difieren de los calculados (de fábrica), por lo que, para estandarizar objetivamente el consumo de combustible para la generación de calor y electricidad, es recomendable probar el equipo.

Sobre la base de los materiales de ensayo de los equipos, se desarrollan las características energéticas normativas y un esquema (orden, algoritmo) para el cálculo de las normas de consumo específico de combustibles de acuerdo con el RD 34.09.155-93 “Directrices para la elaboración y mantenimiento de las características energéticas de las centrales térmicas”. equipos de planta” y RD 153-34.0-09.154-99 “Reglamento para la regulación del consumo de combustibles en centrales eléctricas”.

De particular importancia es la prueba de equipos de calor y energía para instalaciones que operan equipos que se pusieron en funcionamiento antes de los años 70 y en los que se llevó a cabo la modernización y reconstrucción de calderas, turbinas y equipos auxiliares. Sin pruebas, la regulación del consumo de combustible según los datos calculados conducirá a errores significativos que no favorecen a las empresas generadoras. Por lo tanto, los costos de las pruebas térmicas son insignificantes en comparación con los beneficios.

Los objetivos de las pruebas térmicas de turbinas de vapor y equipos de turbinas: determinación de la economía real; obtención de características térmicas; comparación con las garantías del fabricante; obtención de datos para la estandarización, control, análisis y optimización de la operación de equipos de turbinas; obtención de materiales para el desarrollo de características energéticas; desarrollo de medidas para mejorar la eficiencia

Los objetivos de las pruebas express de turbinas de vapor: determinación de la viabilidad y alcance de las reparaciones; evaluación de la calidad y eficacia de la reparación o modernización; evaluación del cambio actual en la eficiencia de la turbina durante la operación.

Las tecnologías modernas y el nivel de conocimiento de ingeniería permiten actualizar unidades de forma económica, mejorar su rendimiento y aumentar su vida útil.

Los principales objetivos de la modernización son:

• reducción del consumo de energía de la unidad compresora;
• aumento del rendimiento del compresor;
• aumentar la potencia y eficiencia de la turbina de proceso;
• reducción del consumo de gas natural;
• aumentar la estabilidad operativa de los equipos;
• reduciendo el número de piezas aumentando la presión de los compresores y operando turbinas en un menor número de etapas manteniendo e incluso aumentando la eficiencia de la planta de energía.

La mejora de los indicadores energéticos y económicos dados de la unidad de turbina se lleva a cabo mediante el uso de métodos de diseño modernizados (solución de los problemas directos e inversos). Están relacionados:

• con la inclusión de modelos más correctos de viscosidad turbulenta en el esquema de cálculo,
• teniendo en cuenta el perfil y el bloqueo final por la capa límite,
• eliminación de los fenómenos de separación con un aumento en la difusión de los canales entre cuchillas y un cambio en el grado de reactividad (no estacionariedad pronunciada del flujo antes de la aparición de la oleada),
• la posibilidad de identificar un objeto utilizando modelos matemáticos con optimización genética de parámetros.

El objetivo final de la modernización es siempre aumentar la producción del producto final y minimizar los costos.

Un enfoque integrado para la modernización de equipos de turbina

Al llevar a cabo la modernización, Astronit suele utilizar un enfoque integrado, en el que se reconstruyen (modernizan) los siguientes componentes de la unidad de turbina tecnológica:

• compresor;
• turbina;
• soportes;
• compresor-sobrealimentador centrífugo;
• refrigeradores intermedios;
• multiplicador;
• Sistema de lubricación;
• sistema de limpieza de aire;
• sistema automático de control y protección.

Modernización de equipos compresores

Las principales áreas de modernización practicadas por los especialistas de Astronit:

• reemplazo de partes de flujo por otras nuevas (las llamadas partes de flujo reemplazables, incluidos impulsores y difusores de paletas), con características mejoradas, pero en las dimensiones de las carcasas existentes;
• reducción en el número de etapas debido a la mejora de la trayectoria del flujo basada en el análisis tridimensional en los productos de software modernos;
• aplicación de recubrimientos fáciles de trabajar y reducción de juegos radiales;
• reemplazo de sellos por otros más eficientes;
• Sustitución de cojinetes de aceite del compresor por cojinetes "secos" mediante suspensión magnética. Esto elimina el uso de aceite y mejora las condiciones de operación del compresor.

Implementación de modernos sistemas de control y protección

Para mejorar la confiabilidad y eficiencia operativa, se están introduciendo instrumentación moderna, sistemas de control y protección automáticos digitales (tanto las partes individuales como todo el complejo tecnológico en su conjunto), sistemas de diagnóstico y sistemas de comunicación.

• TURBINAS DE VAPOR
• Boquillas y cuchillas.
• Ciclos térmicos.
• Ciclo de Rankine.
• Estructuras de turbinas.
• Solicitud.
• OTRAS TURBINAS
• Turbinas hidráulicas.
• turbinas de gas.

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También sobre el tema

• CENTRALES DE ENERGÍA PARA AERONAVES
• ENERGÍA ELÉCTRICA
• CENTRALES Y PROPULSIONES DE BUQUES
• ENERGÍA HIDROELÉCTRICA

TURBINA

TURBINA, motor principal con movimiento de rotación del cuerpo de trabajo para convertir la energía cinética del flujo de un fluido de trabajo líquido o gaseoso en energía mecánica en el eje. La turbina consta de un rotor con álabes (impulsor de palas) y una carcasa con toberas. Los ramales traen y desvían el flujo del fluido de trabajo. Las turbinas, dependiendo del fluido de trabajo utilizado, son hidráulicas, de vapor y de gas. Dependiendo de la dirección promedio del flujo a través de la turbina, se dividen en axiales, en las que el flujo es paralelo al eje de la turbina, y radiales, en las que el flujo se dirige desde la periferia hacia el centro.

TURBINAS DE VAPOR

Los elementos principales de una turbina de vapor son la carcasa, las toberas y las palas del rotor. El vapor de una fuente externa se suministra a la turbina a través de tuberías. En las toberas, la energía potencial del vapor se convierte en la energía cinética del chorro. El vapor que escapa de las boquillas se dirige a las palas de trabajo curvas (especialmente perfiladas) ubicadas a lo largo de la periferia del rotor. Bajo la acción de un chorro de vapor, aparece una fuerza tangencial (circunferencial) que hace que el rotor gire.

Boquillas y cuchillas.

El vapor a presión entra en una o varias toberas fijas, en las que se expande y de donde sale a gran velocidad. El flujo sale de las boquillas formando un ángulo con el plano de rotación de las palas del rotor. En algunos diseños, las boquillas están formadas por una serie de palas fijas (aparato de boquilla). Las paletas del impulsor están curvadas en la dirección del flujo y dispuestas radialmente. En una turbina activa (Fig. 1, un) el canal de flujo del impulsor tiene una sección transversal constante, es decir la velocidad en movimiento relativo en el impulsor no cambia en valor absoluto. La presión del vapor delante y detrás del impulsor es la misma. En una turbina de chorro (Fig. 1, b) los canales de flujo del impulsor tienen una sección transversal variable. Los canales de flujo de una turbina de chorro están diseñados para que aumente el caudal en ellos y, en consecuencia, disminuya la presión.

R1; c - aplanar el impulsor. V1 es la velocidad del vapor a la salida de la boquilla; V2 es la velocidad del vapor detrás del impulsor en un sistema de coordenadas fijo; U1 – velocidad periférica de la pala; R1 es la velocidad del vapor en la entrada del impulsor en movimiento relativo; R2 es la velocidad del vapor a la salida del impulsor en movimiento relativo. 1 - vendaje; 2 - escápula; 3 – rotor." title="(!LANG: Fig. 1. PALAS DE TURBINA. a – impulsor activo, R1 = R2; b – impulsor de chorro, R2 > R1; c – pala del impulsor. V1 – velocidad del vapor en la salida de la boquilla ; V2 es la velocidad del vapor detrás del impulsor en un sistema de coordenadas fijo; U1 es la velocidad circunferencial del álabe; R1 es la velocidad del vapor en la entrada del impulsor en movimiento relativo; R2 es la velocidad del vapor en la salida del impulsor en movimiento relativo. 1 - vendaje; 2 - cuchilla; 3 - rotor.">Рис. 1. РАБОЧИЕ ЛОПАТКИ ТУРБИНЫ. а – активное рабочее колесо, R1 = R2; б – реактивное рабочее колесо, R2 > R1; в – облопачивание рабочего колеса. V1 – скорость пара на выходе из сопла; V2 – скорость пара за рабочим колесом в неподвижной системе координат; U1 – окружная скорость лопатки; R1 – скорость пара на входе в рабочее колесо в относительном движении; R2 – скорость пара на выходе из рабочего колеса в относительном движении. 1 – бандаж; 2 – лопатка; 3 – ротор.!}

Las turbinas generalmente están diseñadas para estar en el mismo eje que el dispositivo que consume su energía. La velocidad de rotación del impulsor está limitada por la resistencia a la tracción de los materiales de los que están hechos el disco y las palas. Para la conversión más completa y eficiente de la energía de vapor, las turbinas se fabrican en varias etapas.

Ciclos térmicos.

Ciclo de Rankine.

En una turbina que opera según el ciclo de Rankine (Fig. 2, un), el vapor proviene de una fuente de vapor externa; no hay calentamiento de vapor adicional entre las etapas de la turbina, solo hay pérdidas de calor naturales.

Ciclo de recalentamiento.

En este ciclo (Fig. 2, b) el vapor después de las primeras etapas se envía al intercambiador de calor para calentamiento adicional (sobrecalentamiento). Luego regresa nuevamente a la turbina, donde se realiza su expansión final en etapas posteriores. El aumento de la temperatura del fluido de trabajo le permite aumentar la eficiencia de la turbina.

Arroz. 2. TURBINAS CON DIFERENTES CICLOS TÉRMICOS. a – ciclo de Rankine simple; b – ciclo con calentamiento intermedio de vapor; c - ciclo con extracción intermedia de vapor y recuperación de calor.

Ciclo con extracción intermedia y aprovechamiento del calor del vapor de escape.

El vapor a la salida de la turbina todavía tiene una energía térmica importante, que normalmente se disipa en el condensador. Parte de la energía se puede tomar de la condensación del vapor de escape. Una parte del vapor se puede tomar de las etapas intermedias de la turbina (Fig. 2, en) y se utiliza para precalentar, por ejemplo, agua de alimentación o para cualquier proceso tecnológico.

Estructuras de turbinas.

La turbina expande el fluido de trabajo, por lo que las últimas etapas (baja presión) deben tener un diámetro mayor para pasar el flujo de volumen aumentado. El aumento de diámetro está limitado por las tensiones máximas admisibles debidas a cargas centrífugas a temperaturas elevadas. En las turbinas de flujo dividido (Figura 3), el vapor pasa a través de diferentes turbinas o diferentes etapas de turbina.

Arroz. 3. TURBINAS CON RAMIFICACIÓN DE FLUJO. a - turbina doble paralela; b – doble turbina de acción paralela con flujos de dirección opuesta; c – turbina con ramificación de flujo después de varias etapas de alta presión; d - turbina compuesta.

Solicitud.

Para garantizar una alta eficiencia, la turbina debe girar a alta velocidad, pero el número de revoluciones está limitado por la resistencia de los materiales de la turbina y el equipo que se encuentra en el mismo eje que ella. Los generadores eléctricos en las centrales térmicas tienen una potencia nominal de 1800 o 3600 rpm y generalmente se instalan en el mismo eje que la turbina. Se pueden instalar compresores y bombas centrífugas, ventiladores y centrífugas en el mismo eje que la turbina.

El equipo de baja velocidad se acopla a la turbina de alta velocidad a través de un engranaje reductor, como en los motores marinos donde la hélice debe girar entre 60 y 400 rpm.

OTRAS TURBINAS

Turbinas hidráulicas.

En las turbinas hidráulicas modernas, el impulsor gira en una carcasa especial con una voluta (turbina radial) o tiene una paleta guía en la entrada para garantizar la dirección de flujo deseada. El equipo adecuado suele instalarse en el eje de una hidroturbina (un generador eléctrico en una central hidroeléctrica).

turbinas de gas.

La turbina de gas utiliza la energía de los productos de combustión gaseosos de una fuente externa. Las turbinas de gas son similares en diseño y principio de funcionamiento a las turbinas de vapor y se utilizan ampliamente en ingeniería. ver también PLANTA DE ENERGÍA DE AVIACIÓN; ENERGÍA ELÉCTRICA; INSTALACIONES DE ENERGÍA Y MOTORES DE BUQUES; HIDROELÉCTRICA.

Literatura

Uvarov V. V. Turbinas de gas y plantas de turbinas de gas. m., 1970
Verete A.G., Delving A.K. Centrales marinas de vapor y turbinas de gas. M., 1982
Trubilov M. A. y etc. Turbinas de vapor y gas. M., 1985
Sarantsev K.B. y etc. Atlas de etapas de turbina. L., 1986
Gostelow J. Aerodinámica de rejillas de turbomaquinaria. M., 1987

4.1.15. No se permite la operación de equipos y dispositivos de suministro de combustible en ausencia o condición defectuosa de la señal de advertencia, los dispositivos de protección y frenado necesarios.

4.1.24. Al conectar y reparar cintas transportadoras, no se permite el uso de piezas metálicas.

4.1.26. Para los oleoductos de combustibles líquidos y sus satélites de vapor, deberán extenderse pasaportes en la forma establecida.

4.1.28. Las instalaciones de fuel oil deben tener los siguientes parámetros de vapor: presión 8-13 kgf/cm2 (0,8-1,3 MPa), temperatura 200-250°C.

4.1.29. Al drenar fuel oil con "vapor abierto", el flujo de vapor total de los dispositivos de calefacción a un tanque con una capacidad de 50-60 m3 no debe exceder los 900 kg/h.

4.1.31. El aislamiento térmico de los equipos (tanques, tuberías, etc.) debe estar en buenas condiciones.

4.1.38. Cuando las líneas de combustible o el equipo se retiran para su reparación, deben desconectarse de manera confiable del equipo operativo, drenarse y, si es necesario, vaporizarse para el trabajo interno.

4.1.41. La recepción, almacenamiento y preparación para la combustión de otros tipos de combustibles líquidos deberá realizarse de acuerdo con el procedimiento establecido.

Características de recepción, almacenamiento y preparación para la combustión del combustible líquido de las plantas de turbinas de gas

4.1.44. El combustible de los tanques para el suministro a la GTU debe tomarse mediante un dispositivo de admisión flotante desde las capas superiores.

4.1.48. La viscosidad del combustible suministrado a la GTU no debe exceder: cuando se usan inyectores mecánicos - 2°vu (12 mm2/s), cuando se usan inyectores de aire (vapor) - 3°vu (20 mm2/s).

4.1.49. El combustible líquido debe purificarse de impurezas mecánicas de acuerdo con los requisitos de los fabricantes de GTU.

4.1.52. Durante la operación de las instalaciones de gas se deberá asegurar lo siguiente:

4.1.53. La explotación de las instalaciones de gas de las instalaciones eléctricas deberá organizarse de conformidad con lo dispuesto en la normativa vigente.

4.1.56. No se permiten fluctuaciones en la presión del gas a la salida de la unidad de distribución de gas, superiores al 10% de la de trabajo. fallas

4.1.57. No se permite el suministro de gas a la sala de calderas a través de una tubería de gas de derivación (bypass) que no tiene una válvula de control automático.

4.1.58. La verificación del funcionamiento de los dispositivos de protección, enclavamientos y alarmas debe realizarse dentro de los plazos estipulados por los documentos reglamentarios vigentes, pero al menos una vez cada 6 meses.

4.1.63. La verificación de la densidad de las conexiones de los gasoductos, la búsqueda de fugas de gas en los gasoductos, en los pozos y las habitaciones debe realizarse con una emulsión de jabón.

4.1.64. No se permite el vertido de líquido extraído del gasoducto al alcantarillado.

4.1.65. El suministro y la combustión de los gases de alto horno y de coquería en las instalaciones eléctricas deberá organizarse de acuerdo con lo dispuesto en la normativa vigente.

Capítulo 4.2

4.2.2. El aislamiento térmico de tuberías y equipos debe mantenerse en buenas condiciones.

4.2.7. Durante la operación de las plantas de preparación de polvo, se debe organizar el control de los siguientes procesos, indicadores y equipos:

4.2.13. Los búnkeres de combustible crudo, propensos a la congelación y la combustión espontánea, deben agotarse periódicamente, pero al menos 1 vez en 10 días, hasta el nivel mínimo permitido.

Lista de referencias para el capítulo 4.2

Capítulo 4.3

4.3.1. Al operar calderas, se debe asegurar lo siguiente:

4.3.4. La puesta en marcha de la caldera debe organizarse bajo la supervisión de un supervisor de turno o un ingeniero superior, y después de una reparación mayor o mediana, bajo la supervisión de un supervisor de taller o su adjunto.

4.3.5. Antes de encender, la caldera de tambor debe llenarse con agua de alimentación desaireada.

4.3.6. Se permite el llenado de una caldera de tambor sin calentar cuando la temperatura del metal de la parte superior del tambor vacío no es superior a 160ºС.

4.3.9. Al encender calderas de un solo paso de instalaciones de bloques.

4.3.12. Al encender las calderas, el extractor de humos y el ventilador deben estar encendidos, y para las calderas cuyo funcionamiento está diseñado sin extractores de humo, el ventilador.

4.3.13. Desde el momento en que se enciende la caldera, se debe organizar el control sobre el nivel de agua en el tambor.

4.3.21. Durante la operación de la caldera, se deben observar condiciones térmicas que aseguren el mantenimiento de temperaturas de vapor aceptables en cada etapa y cada flujo de los sobrecalentadores primario e intermedio.

4.3.27. No se permite el funcionamiento de las boquillas de fuel oil, incluidas las boquillas de encendido, sin un suministro de aire organizado.

4.3.28. Durante el funcionamiento de las calderas, la temperatura del aire, °C, que ingresa al aerotermo no debe ser inferior a los siguientes valores:

4.3.30. El revestimiento de las calderas debe estar en buen estado. A una temperatura ambiente de 25°C, la temperatura en la superficie del revestimiento no debe exceder los 45°C.

4.3.35. Los depósitos internos de las superficies de calentamiento de las calderas deben eliminarse mediante lavado con agua durante el encendido y apagado o durante la limpieza química.

4.3.36. No está permitido alimentar una caldera parada con drenaje de agua para acelerar el enfriamiento del tambor.

4.3.39. En invierno, la caldera, que está en reserva o reparación, debe ser monitoreada por la temperatura del aire.

4.3.44. La caldera debe ser parada (apagada) inmediatamente1 por el personal en caso de falta de trabajo, o en caso de ausencia en los siguientes casos:

Capítulo 4.4

4.4.1. Durante la operación de plantas de turbinas de vapor, se debe asegurar lo siguiente:

4.4.2. Sistema de control automático de turbina

4.4.3. Los parámetros operativos del sistema de control de la turbina de vapor deben cumplir con los estándares estatales de Rusia y las condiciones técnicas para el suministro de turbinas.

2,5 Kgf/cm2 (0,25 MPa) y superior, %, no más de ………………………2

4.4.5. El dispositivo automático de seguridad debe operar cuando la velocidad del rotor de la turbina aumenta en un 10-12% por encima del valor nominal o hasta el valor especificado por el fabricante.

4.4.7. Las válvulas de cierre y control para vapor vivo y vapor de recalentamiento deben estar apretadas.

4.4.11. Se deben realizar pruebas del sistema de control de la turbina por deslastre instantáneo de carga correspondiente al caudal máximo de vapor:

4.4.14. Al operar los sistemas de suministro de aceite de la planta de turbinas, se debe garantizar lo siguiente:

4.4.16. Para turbinas equipadas con sistemas para evitar el desarrollo de combustión de aceite en el conjunto de la turbina, el circuito eléctrico del sistema debe verificarse antes de arrancar la turbina desde un estado frío.

4.4.19. Durante el funcionamiento de la unidad condensadora, se debe realizar lo siguiente:

4.4.20. Al operar el equipo del sistema de regeneración, se debe asegurar lo siguiente:

4.4.21 No se permite el funcionamiento del calentador de alta presión (HPV) cuando;

4.4.24. No se permite el arranque de la turbina en los siguientes casos:

4.4.26. Durante el funcionamiento de las unidades de turbina, los valores de la raíz cuadrada media de la velocidad de vibración de los soportes de los cojinetes no deben exceder de 4,5.

4.4.28. Durante la operación, la eficiencia de la planta de turbinas debe monitorearse constantemente mediante el análisis sistemático de los indicadores que caracterizan la operación del equipo.

4.4.29. La turbina debe ser detenida (apagada) inmediatamente por el personal en caso de falla en el trabajo o en su ausencia en los siguientes casos:

4.4.30. La turbina deberá ser descargada y parada dentro del plazo que determine el responsable técnico de la central (con notificación al despachador del sistema eléctrico), en los siguientes casos:

4.4.32. Cuando la turbina se tenga en reserva por un período de 7 días o más, se deben tomar medidas para preservar el equipo de la planta de turbinas.

4.4.33. La operación de turbinas con esquemas y en modos no previstos por las condiciones técnicas de entrega está permitida con el permiso del fabricante y las organizaciones superiores.

características activas;

periódicamente durante el funcionamiento (al menos1 vez en 3-4 años) para confirmar el cumplimiento de las normascaracterísticas de apareamiento.

De acuerdo con los indicadores reales obtenidos en el proceso de pruebas térmicas, se elabora y aprueba un RD de uso de combustibles,

cuyo período de validez se establece según el grado de su desarrollo y la confiabilidad de los materiales de origen, la reconstrucción y modernización planificada, la reparación de equipos, pero no puede exceder los 5 años.

En base a esto, las organizaciones de puesta en servicio especializadas deben realizar pruebas térmicas completas para confirmar el cumplimiento de las características reales del equipo con las reglamentarias al menos una vez cada 3-4 años (teniendo en cuenta el tiempo requerido para procesar los resultados de la prueba). , confirmar o revisar los documentos normativos).

Mediante la comparación de los datos obtenidos como resultado de los ensayos para evaluar la eficiencia energética de una planta de turbinas (la potencia eléctrica máxima alcanzable con el correspondiente consumo de calor específico para la generación de electricidad en los modos de condensación y extracción controlada con un esquema térmico de diseño y con parámetros nominales y condiciones, el máximo suministro de vapor y calor alcanzable para turbinas con purgas controladas, etc.), una organización experta en el uso de combustibles emite una decisión para confirmar o revisar el RD.

Lista

bibliografía utilizada para el capítulo 4.4

GOST 24278-89. Plantas estacionarias de turbinas de vapor para accionamiento de generadores eléctricos en CTE. Requisitos técnicos generales.

GOST 28969-91. Turbinas de vapor estacionarias de baja potencia. Requisitos técnicos generales.

GOST 25364-97. Unidades estacionarias de turbinas de vapor. Estándares de vibración para soportes de ejes y requisitos generales para mediciones.

GOST 28757-90. Calentadores para el sistema de regeneración de turbinas de vapor de centrales térmicas. Especificaciones generales.

Recopilación de documentos administrativos para la operación de sistemas de energía (parte de ingeniería térmica).- M .: CJSC "Energoservice", 1998.

Directrices para la verificación y ensayo de sistemas automáticos de control y protección de turbinas de vapor: RD 34.30.310.- M.: SPO Soyuztekhenergo, 1984. (SO 153-34.30.310).

Modificación del RD 34.30.310. - M.: SPO ORGRES, 1997.

Instrucciones típicas de operación para sistemas de aceite de plantas de turbinas con una capacidad de 100-800 MW, operando con aceite mineral: RD 34.30.508-93.- M .: SPO ORGRES, 1994. (SO 34.30.508-93).

Lineamientos para la operación de unidades condensadoras de turbinas de vapor de centrales eléctricas: MU 34-70-122-85 (RD 34.30.501).- M.: SPO Soyuztekhenergo, 1986. (SO 34.30.501).

9. Instrucciones de funcionamiento típicas para sistemas

regeneración de unidades eléctricas de alta presión con una capacidad de 100-800 MW; RD 34.40.509-93, - M.: SPO ORGRES, 1994. (SO 34.40.509-93).

10. Instrucción típica para el funcionamiento de la ruta de condensado y el sistema de regeneración de baja presión de unidades de potencia con una capacidad de 100-800 MW en CHP y KES: RD 34.40.510-93, - M .: SPO ORGRES, 1995. (SO 34.40.510-93).

P. Golodnova S.O. Operación de sistemas de suministro de aceite y sellos de turbogeneradores con; refrigeración por hidrógeno. - M.: Energía, 1978.

Instrucciones típicas de funcionamiento del sistema gas-oil para refrigeración por hidrógeno de generadores: RD 153-34.0-45.512-97.- M.: SPO ORGRES, 1998. (SO 34.45.512-97).

Directrices para la conservación de los equipos de energía térmica: RD 34.20.591-97. - M.: SPO ORGRES, 1997. (SO 34.20.591-97).

Durante las pruebas autónomas de turbinas, las tareas principales son obtener sus características en una amplia gama de cambios en los parámetros determinantes, así como estudiar la resistencia y el estado térmico de las palas y los discos.

La implementación de las condiciones de operación de la turbina en un stand autónomo es un problema muy difícil. Se suministra aire a dichos soportes (Fig. 8.5) desde la estación de compresión a través de la tubería 3, el gas se calienta en la cámara de combustión 4. La energía de la turbina es absorbida por el freno hidráulico 1 (es posible usar generadores eléctricos y compresores para este propósito). A diferencia de las pruebas en el sistema del motor, cuando la característica de la turbina se puede obtener prácticamente solo a lo largo de la línea de modos de funcionamiento (ver Cap. 5), todo el campo de características se realiza en un soporte autónomo, ya que en este caso cualquier valor de los parámetros de entrada se pueden configurar y regular la velocidad de la turbina cargando el freno hidráulico.

Al simular modos de funcionamiento del motor terrestre o modos correspondientes a altas velocidades de vuelo, los valores de presión del gas delante de la turbina y detrás de ella superarán los atmosféricos, y después de salir de la turbina, el gas puede liberarse a la atmósfera (funcionamiento con presurización en circuito abierto).

Arroz. 8.5. Esquema del stand para probar turbinas en condiciones naturales:

1 - freno hidráulico; 2 - suministro de agua; 3 - suministro de aire comprimido: 4 - cámara de combustión; 5 - turbina; 6 - tubería de escape

El funcionamiento sobrealimentado se caracteriza por las mayores dificultades técnicas, ya que requiere mucha energía para accionar compresores y dispositivos de frenado de alta potencia.

Para probar la turbina en condiciones cercanas a la gran altitud, se diseñan bancos de succión. El esquema de tal soporte se muestra en la fig. 8.6. El aire en la parte de flujo del soporte proviene directamente de la atmósfera a través de la entrada 1, se crea un vacío detrás de la turbina usando un extractor o un eyector.

La potencia de la turbina 4 es absorbida por el freno hidráulico 3. Las pruebas se pueden realizar tanto a temperaturas de entrada elevadas como bajas. Los modos de prueba se seleccionan teniendo en cuenta los principios de la teoría de la similitud discutidos anteriormente.

Las pruebas de permeabilidad se pueden considerar como pruebas modelo para modos en los que la presión a la entrada de la turbina debe ser mayor que la presión atmosférica. Las características obtenidas en este caso corresponderán suficientemente bien a las condiciones naturales si los números Re están en la región autosimilar.

Las pruebas a bajas presiones y temperaturas pueden reducir significativamente el consumo de energía para el accionamiento del extractor y reducir la potencia requerida del freno hidráulico, lo que simplifica enormemente las pruebas.

En mayor medida, las dificultades señaladas se eliminan si se utilizan modelos reducidos en dos o tres veces, así como cuerpos de trabajo especiales. En este último caso, las pruebas deben realizarse en circuito cerrado de la misma forma que se consideró para los compresores (ver Sección 8.2).

Al determinar las características de las turbinas, las mediciones del caudal de gas G g, los parámetros de flujo delante de la turbina y detrás de ella T * g, T * t, p * g, p * t, velocidad de rotación n, potencia desarrollada por la turbina , N t, así como el flujo del ángulo de salida de la turbina en T. Se utilizan los mismos métodos de medición que cuando se prueban compresores. En particular, el valor de N t se determina, por regla general, a partir de los valores medidos de n y el par M cr, y para medir este último, se utilizan frenos hidráulicos con una instalación de cuerpo oscilante (ver Capítulo 4) .

Para construir las características de la turbina se utilizan los parámetros que surgen de la teoría de la similitud. En particular, se pueden representar como dependencias.

Arroz. 8.6. Esquema del stand de ensayo de turbinas de aspiración:

1 - dispositivo de entrada; 2 - calentador de aire; 3 - freno hidráulico; 4 - turbina; 5 - amortiguador de control; 6 - conducto de aire al extractor o eyector

Aquí p* t =p* g /p* t es el grado de reducción de presión en la turbina; - velocidad reducida relativa; - parámetro relativo del flujo de gas a través de la turbina; h* t =L t /L* t S - eficiencia de la turbina; L t =N t /G t - el funcionamiento real de la turbina; - funcionamiento isoentrópico de la turbina.

Al determinar las características, el valor especificado de n se mantiene cambiando la carga del freno hidráulico, y el cambio en G g y p * t se produce cambiando el modo de funcionamiento del extractor o compresor y la posición del acelerador.

Esta norma de la CMEA se aplica a las turbinas de vapor estacionarias para accionar los generadores de turbinas de las centrales eléctricas y establece las reglas básicas para la aceptación de turbinas y equipos auxiliares durante y después de la instalación y las pruebas.

1. DISPOSICIONES GENERALES

1.1. Durante la aceptación de la turbina se realiza un control de calidad de la instalación con el fin de asegurar un funcionamiento fiable e ininterrumpido de la turbina y equipos auxiliares durante su funcionamiento. Al mismo tiempo, también se ejerce un control sobre el cumplimiento de los requisitos de protección laboral, seguridad y seguridad contra incendios.

Las reglas básicas para la instalación de turbinas se dan en el anexo de información.

1.2. La aceptación de la turbina en operación debe constar de las siguientes etapas:

1) comprobar la integridad y el estado técnico de la turbina y los equipos auxiliares antes del montaje y la instalación;

2) aceptación de unidades de montaje y sistemas de turbinas después del trabajo de instalación;

3) aceptación de unidades y sistemas de ensamblaje de la unidad de turbina de vapor en función de los resultados de sus pruebas;

4) aceptación de la turbina basada en los resultados de pruebas exhaustivas de la unidad de turbina de vapor (unidad de potencia).

2. ACEPTACIÓN DE UNIDADES Y SISTEMAS DE MONTAJE

2.1. La verificación de la integridad y el estado técnico de las unidades de ensamblaje de la turbina y el equipo auxiliar se debe realizar a medida que llega el equipo para su instalación.

Al mismo tiempo, se verifica la ausencia de daños y defectos de los equipos, la conservación del color, conservantes y recubrimientos especiales, y la integridad de los sellos.

2.2. Cada mecanismo, aparato y sistema de la unidad de turbina de vapor después del montaje e instalación debe pasar las pruebas previstas en la documentación técnica. Si es necesario, se puede realizar una auditoría con la eliminación de los defectos identificados.

2.3. El programa de aceptación deberá incluir las pruebas y comprobaciones necesarias para garantizar el funcionamiento fiable de la unidad de turbina de vapor, incluidos:

1) verificar la estanqueidad de las válvulas de cierre y control;

2) verificación de la corrección de las lecturas de los instrumentos de medición, bloqueo y protección de los sistemas de la unidad;

3) verificar el correcto funcionamiento y ajuste preliminar de los reguladores de los sistemas de la unidad;

9) comprobar el funcionamiento del sistema de regeneración;

10) comprobación de la densidad del sistema de vacío de la unidad.

3. ACEPTACIÓN DE LA TURBINA PARA FUNCIONAMIENTO

3.1. La etapa final de aceptación de la turbina en operación debe ser una prueba exhaustiva durante 72 h cuando opera para el propósito previsto y con cargas eléctricas y térmicas nominales.

Si, en las condiciones de operación de la central eléctrica, no se pueden alcanzar las cargas nominales, el conjunto de turbina de vapor debe aceptarse de acuerdo con los resultados de las pruebas a la carga máxima posible.

3.2. El criterio para la aceptación de la turbina en operación debe ser la ausencia dentro del tiempo especificado de pruebas complejas de defectos que impidan la operación a largo plazo.

Si, de acuerdo con las condiciones de operación de la central, las pruebas integradas no pueden continuar durante el tiempo especificado, se considera que la turbina ha superado las pruebas si no hay defectos durante el tiempo real de las pruebas integradas.

3.3. La aceptación de la turbina para operación debe ser confirmada por una entrada correspondiente en el formulario o pasaporte para la turbina de acuerdo con ST SEV 1798-79.

ANEXO INFORMATIVO

NORMAS BÁSICAS PARA LA INSTALACIÓN DE TURBINAS

1. La sala de máquinas y los cimientos deben estar libres de encofrados, andamios y limpios de escombros. Las aberturas deben estar cercadas y los canales, bandejas y escotillas deben estar cerrados.

2. En preparación para el trabajo de instalación en condiciones invernales, las ventanas deben estar vidriadas, las puertas cerradas y la calefacción de la sala de máquinas y las estructuras en las que se requiere una temperatura de al menos +5 °C para la instalación del equipo de la turbina debe calentarse. operación.

3. Sobre los cimientos entregados para la instalación de los equipos, se deberán aplicar ejes de señalización de los equipos principales y fijar marcas de alzado.

4. Sobre los cimientos destinados a la instalación de la turbina, se deberán aplicar los ejes a las partes metálicas empotradas, y se deberán fijar las marcas de elevación en los puntos de referencia.

Los ejes y puntos de referencia fijados en la cimentación deben ubicarse fuera del contorno de los marcos de la cimentación y otras estructuras de soporte. Las desviaciones de las dimensiones de diseño no deben exceder los valores establecidos por el proveedor en la documentación técnica para la producción y aceptación de trabajos en la construcción de estructuras de cimientos de hormigón, hormigón armado y metal.

5. Al realizar trabajos de instalación, se deben observar los requisitos de las instrucciones y reglas para la protección y seguridad laboral.

6. Durante la instalación, el equipo debe limpiarse de conservantes lubricantes y recubrimientos, con excepción de las superficies que deben permanecer cubiertas con compuestos protectores durante la operación del equipo. Los revestimientos protectores de las superficies internas del equipo deben eliminarse, por regla general, sin desmantelar el equipo.

7. Inmediatamente antes de instalar el equipo, la superficie de apoyo de la cimentación debe limpiarse para limpiar el concreto y lavarse con agua.

8. El equipo que tenga superficies de apoyo mecanizadas debe instalarse en superficies de apoyo rígidas calibradas con precisión de la superficie de cimentación.

9. Durante el proceso de instalación, se debe repetir el montaje en banco de la turbina respetando las holguras, centrado de las unidades de montaje de acoplamiento de acuerdo con los pasaportes y requisitos técnicos.

10. Las desviaciones de las dimensiones y marcas vinculantes de diseño, así como de la horizontal, vertical, coaxialidad y paralelismo durante la instalación del equipo no deben exceder los valores permitidos especificados en la documentación técnica y las instrucciones de instalación para tipos individuales de equipo.

11. Durante la instalación de los equipos se deberá realizar el control de calidad de los trabajos realizados, previsto en la documentación técnica.

Los defectos identificados deben eliminarse antes de las próximas operaciones de instalación.

12. El trabajo oculto realizado durante el proceso de instalación se verifica para determinar si su desempeño cumple con los requisitos técnicos. Ocultos incluyen el trabajo en máquinas de ensamblaje y sus unidades de ensamblaje, verificación de holguras, tolerancias y ajustes, alineación de equipos y otros trabajos si su calidad no puede verificarse después de trabajos de instalación o construcción posteriores.

13. Los equipos suministrados para la instalación no deben desmontarse, excepto cuando su desmontaje durante la instalación esté previsto en las condiciones técnicas, instrucciones o documentación técnica.

14. Las tuberías y los intercambiadores de calor de los sistemas de la unidad de turbina de vapor deben entregarse en el lugar de instalación limpios y desmantelados.

2. Asunto - 17.131.02.2-76.

3. El estándar CMEA fue aprobado en la 53ª reunión del PCC .

4. Fechas para el inicio de la aplicación del estándar CMEA:

5. El término de la primera inspección es 1990, la frecuencia de inspección es de 10 años.

en equipos recién instalados para obtener indicadores reales y elaborar características estándar;
periódicamente durante la operación (al menos 1 vez en 3-4 años) para confirmar el cumplimiento de las características reglamentarias.
A partir de los indicadores reales obtenidos en el proceso de ensayo térmico, se elabora y aprueba el ND de uso de combustibles, cuyo período de vigencia se establece en función del grado de su desarrollo y de la fiabilidad de los materiales de origen, las reconstrucciones y mejoras previstas. , reparaciones de equipos, pero no puede exceder los 5 años.
En base a esto, las organizaciones de puesta en servicio especializadas deben realizar pruebas térmicas completas para confirmar el cumplimiento de las características reales del equipo con las reglamentarias al menos una vez cada 3-4 años (teniendo en cuenta el tiempo requerido para procesar los resultados de la prueba). , confirmar o revisar los documentos normativos).
Mediante la comparación de los datos obtenidos como resultado de los ensayos para evaluar la eficiencia energética de una planta de turbinas (la potencia eléctrica máxima alcanzable con el correspondiente consumo de calor específico para la generación de electricidad en los modos de condensación y extracción controlada con un esquema térmico de diseño y con parámetros nominales y condiciones, el máximo suministro de vapor y calor alcanzable para turbinas con purgas controladas, etc.), una organización experta en el uso de combustibles emite una decisión para confirmar o revisar el RD.

Lista
bibliografía utilizada para el capítulo 4.4
1. GOST 24278-89. Plantas estacionarias de turbinas de vapor para accionamiento de generadores eléctricos en CTE. Requisitos técnicos generales.
2. GOST 28969-91. Turbinas de vapor estacionarias de baja potencia. Requisitos técnicos generales.
3. GOST 25364-97. Unidades estacionarias de turbinas de vapor. Estándares de vibración para soportes de ejes y requisitos generales para mediciones.
4. GOST 28757-90. Calentadores para el sistema de regeneración de turbinas de vapor de centrales térmicas. Especificaciones generales.
5. Recopilación de documentos administrativos para la operación de sistemas de energía (parte de ingeniería térmica).- M.: CJSC Energoservice, 1998.
6. Lineamientos para la verificación y prueba de los sistemas automáticos de control y protección de turbinas de vapor: RD 34.30.310.- M.:
SPO Soyuztekhenergo, 1984. (SO 153-34.30.310).
Modificación del RD 34.30.310. – M.: SPO ORGRES, 1997.
7. Instrucciones típicas de operación para sistemas de aceite de plantas de turbinas con una capacidad de 100-800 MW, operando con aceite mineral: RD 34.30.508-93.- M.: SPO ORGRES, 1994.
(SO 34.30.508-93).
8. Lineamientos para la operación de unidades condensadoras de turbinas de vapor de centrales eléctricas: MU 34-70-122-85 (RD 34.30.501).-
M.: SPO Soyuztekhenergo, 1986. (SO 34.30.501).
9. Instrucciones de funcionamiento típicas para sistemas
regeneración de unidades eléctricas de alta presión con una capacidad de 100-800 MW; RD 34.40.509-93, - M.: SPO ORGRES, 1994. (SO 34.40.509-93).
10. Instrucción típica para el funcionamiento de la ruta de condensado y el sistema de regeneración de baja presión de unidades de potencia con una capacidad de 100-800 MW en CHP y KES: RD 34.40.510-93, - M .: SPO ORGRES, 1995. (SO 34.40.510-93).
P. Golodnova S.O. Operación de sistemas de suministro de aceite y sellos de turbogeneradores con; refrigeración por hidrógeno. - M.: Energía, 1978.
12. Instrucciones típicas de funcionamiento del sistema de gas-oil para refrigeración por hidrógeno de generadores: RD 153-34.0-45.512-97.- M.: SPO ORGRES,
1998. (SO 34.45.512-97).
13. Directrices para la conservación de equipos de energía térmica: RD 34.20.591-97. -
M.: SPO ORGRES, 1997. (SO 34.20.591-97).
14. Reglamento sobre la regulación del consumo de combustibles en centrales eléctricas: RD 153-34.0-09.154-99. – M.:
SPO ORGRES, 1999. (SO 153-34.09.154-99).