Тепловые испытания паровых турбин
и турбинного оборудования

В последние годы по линии знергосбережения повысилось внимание к нормативам расходов топлива для предприятий, вырабатывающих тепло- и электроэнергию, поэтому для генерирующих предприятий фактические показатели экономичности теплоэнергетического оборудования приобретают важное значение.

В то же время известно, что фактические показатели экономичности в условиях эксплуатации отличаются от расчетных (заводских), поэтому для объективного нормирования расходов топлива на выработку теплоэнергии и электроэнергии целесообразно проводить испытания оборудования.

На основе материалов испытаний оборудования разрабатываются нормативные энергетические характеристики и макет (порядок, алгоритм) расчета норм удельных расходов топлива в соответствии с РД 34.09.155-93 «Методические указания по составлению и содержанию энергетических характеристик оборудования тепловых электростанций» и РД 153-34.0-09.154-99 «Положение о нормировании расхода топлива на электростанциях».

Особую важность испытания теплоэнергетического оборудования приобретают для объектов, эксплуатирующих оборудование введенное в эксплуатацию до 70-х годов и на котором проводилась модернизация и реконструкция котлов, турбин, вспомогательного оборудования. Без проведения испытаний нормирование расходов топлива по расчетным данным приведет к существенным ошибкам не в пользу генерирующих предприятий. Поэтому затраты на тепловые испытания в сравнении с выгодой от них являются несущественными.

Цели проведения тепловых испытаний паровых турбин и турбинного оборудования: определение фактической экономичности; получение тепловых характеристик; сравнение с гарантиями завода-изготовителя; получение данных для нормирования, контроля, анализа и оптимизации работы турбинного оборудования; получение материалов для разработки энергетических характеристик; разработка мероприятий по повышению экономичности

Цели проведения экспресс-испытаний паровых турбин: определение целесообразности и объема ремонта; оценка качества и эффективности проведенного ремонта или модернизации; оценка текущего изменения экономичности турбины в процессе эксплуатации.

Современные технологии и уровень инженерных знаний позволяют экономично модернизировать агрегаты, улучшить их показатели и увеличить сроки эксплуатации.

Основными целями модернизации являются:

• снижение потребляемой мощности компрессорного агрегата;
• повышение производительности компрессора;
• повышение мощности и экономичности технологической турбины;
• уменьшение расхода природного газа;
• повышение эксплуатационной стабильности оборудования;
• сокращение количества деталей за счет повышения напорности компрессоров и работы турбин на меньшем количестве ступеней с сохранением и даже увеличением КПД энергоустановки.

Улучшение приведенных энергетических и экономических показателей турбоагрегата производится за счет использования модернизированных методов проектирования (решение прямой и обратной задачи). Они связаны:

• с включением в расчетную схему более корректных моделей турбулентной вязкости,
• учетом профильного и торцевого загромождения пограничным слоем,
• устранением отрывных явлений при увеличении диффузорности межлопаточных каналов и изменении степени реактивности (выраженной нестационарностью течения перед возникновением помпажа),
• возможностью идентификации объекта применением математических моделей с генетической оптимизации параметров.

Конечной целью модернизации всегда является наращивание производства конечного продукта и минимизация затрат.

Комплексный подход к модернизации турбинного оборудования

При проведении модернизации компания Astronit обычно использует комплексный подход, при котором подвергаются реконструкции (модернизации) следующие узлы технологического турбоагрегата:

• компрессор;
• турбина;
• опоры;
• центробежный компрессор-нагнетатель;
• промежуточные охладители;
• мультипликатор;
• система смазки;
• система воздухоочистки;
• система автоматического управления и защиты.

Модернизация компрессорного оборудования

Основные направления модернизации, практикуемые специалистами компании Astronit:

• замена проточных частей на новые (так называемые сменные проточные части, включающие в себя рабочие колеса и лопаточные диффузоры), с улучшенными характеристиками, но в габаритах существующих корпусов;
• уменьшение числа ступеней за счет совершенствования проточной части на базе трехмерного анализа в современных программных продуктах;
• нанесение легкосрабатываемых покрытий и уменьшение радиальных зазоров;
• замена уплотнений на более эффективные;
• замена масляных опор компрессора на «сухие» опоры с применением магнитного подвеса. Это позволяет отказаться от использования масла и улучшить условия эксплуатации компрессора.

Внедрение современных систем управления и защиты

Для повышения эксплуатационной надежности и экономичности внедряются современные контрольно-измерительные приборы, цифровые системы автоматического управления и защиты (как отдельных частей, так и всего технологического комплекса в целом), диагностические системы и системы связи.

• ПАРОВЫЕ ТУРБИНЫ
• Сопла и лопатки.
• Тепловые циклы.
• Цикл Ранкина.
• Конструкции турбин.
• Применение.
• ДРУГИЕ ТУРБИНЫ
• Гидравлические турбины.
• Газовые турбины.

Scroll upScroll down

Также по теме

• АВИАЦИОННАЯ СИЛОВАЯ УСТАНОВКА
• ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЭНЕРГИЯ
• СУДОВЫЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ И ДВИЖИТЕЛИ
• ГИДРОЭНЕРГЕТИКА

ТУРБИНА

ТУРБИНА, первичный двигатель с вращательным движением рабочего органа для преобразования кинетической энергии потока жидкого или газообразного рабочего тела в механическую энергию на валу. Турбина состоит из ротора с лопатками (облопаченного рабочего колеса) и корпуса с патрубками. Патрубки подводят и отводят поток рабочего тела. Турбины, в зависимости от используемого рабочего тела, бывают гидравлические, паровые и газовые. В зависимости от среднего направления потока через турбину они делятся на осевые, в которых поток параллелен оси турбины, и радиальные, в которых поток направлен от периферии к центру.

ПАРОВЫЕ ТУРБИНЫ

Основные элементы паровой турбины – корпус, сопла и лопатки ротора. Пар от внешнего источника по трубопроводам подводится к турбине. В соплах потенциальная энергия пара преобразуется в кинетическую энергию струи. Вырывающийся из сопел пар направляется на изогнутые (специально спрофилированные) рабочие лопатки, расположенные по периферии ротор. Под действием струи пара появляется тангенциальная (окружная) сила, приводящая ротор во вращение.

Сопла и лопатки.

Пар под давлением поступает к одному или нескольким неподвижным соплам, в которых происходит его расширение и откуда он вытекает с большой скоростью. Из сопел поток выходит под углом к плоскости вращения рабочих лопаток. В некоторых конструкциях сопла образованы рядом неподвижных лопаток (сопловой аппарат). Лопатки рабочего колеса искривлены в направлении потока и расположены радиально. В активной турбине (рис. 1,а ) проточный канал рабочего колеса имеет постоянное поперечное сечение, т.е. скорость в относительном движении в рабочем колесе по абсолютной величине не меняется. Давление пара перед рабочим колесом и за ним одинаковое. В реактивной турбине (рис. 1,б ) проточные каналы рабочего колеса имеют переменное сечение. Проточные каналы реактивной турбины рассчитаны так, что скорость потока в них увеличивается, а давление соответственно падает.

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." title="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.">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.

Турбины обычно проектируют так, чтобы они находились на одном валу с устройством, потребляющим их энергию. Скорость вращения рабочего колеса ограничивается пределом прочности материалов, из которых изготовлены диск и лопатки. Для наиболее полного и эффективного преобразования энергии пара турбины делают многоступенчатыми.

Тепловые циклы.

Цикл Ранкина.

В турбину, работающую по циклу Ранкина (рис. 2,а ), пар поступает от внешнего источника пара; дополнительного подогрева пара между ступенями турбины нет, есть только естественные потери тепла.

Цикл с промежуточным подогревом.

В этом цикле (рис. 2,б ) пар после первых ступеней направляется в теплообменник для дополнительного подогрева (перегрева). Затем он снова возвращается в турбину, где в последующих ступенях происходит его окончательное расширение. Повышение температуры рабочего тела позволяет повысить экономичность турбины.

Рис. 2. ТУРБИНЫ С РАЗНЫМИ ТЕПЛОВЫМИ ЦИКЛАМИ. а – простой цикл Ранкина; б – цикл с промежуточным подогревом пара; в – цикл с промежуточным отбором пара и утилизацией тепла.

Цикл с промежуточным отбором и утилизацией тепла отработанного пара.

Пар на выходе из турбины обладает еще значительной тепловой энергией, которая обычно рассеивается в конденсаторе. Часть энергии может быть отобрана при конденсации отработанного пара. Некоторая часть пара может быть отобрана на промежуточных ступенях турбины (рис. 2,в ) и использована для предварительного подогрева, например, питательной воды или для каких-либо технологических процессов.

Конструкции турбин.

В турбине происходит расширение рабочего тела, поэтому для пропуска возросшего объемного расхода последние ступени (низкого давления) должны иметь больший диаметр. Увеличение диаметра ограничивается допустимыми максимальными напряжениями, обусловленными центробежными нагрузками при повышенной температуре. В турбинах с разветвлением потока (рис. 3) пар проходит через разные турбины или разные ступени турбины.

Рис. 3. ТУРБИНЫ С РАЗВЕТВЛЕНИЕМ ПОТОКА. а – сдвоенная турбина параллельного действия; б – сдвоенная турбина параллельного действия с противоположно направленными потоками; в – турбина с разветвлением потока после нескольких ступеней высокого давления; г – компаунд-турбина.

Применение.

Для обеспечения высокого КПД турбина должна вращаться с высокой скоростью, однако число оборотов ограничивается прочностью материалов турбины и оборудованием, которое находится на одном валу с ней. Электрогенераторы на тепловых электростанциях рассчитывают на 1800 или 3600 об/мин и обычно устанавливают на одном валу с турбиной. На одном валу с турбиной могут быть установлены центробежные нагнетатели и насосы, вентиляторы и центрифуги.

Низкоскоростное оборудование соединяется с высокоскоростной турбиной через понижающий редуктор, как, например, в судовых двигателях, где гребной винт должен вращаться с частотой от 60 до 400 об/мин.

ДРУГИЕ ТУРБИНЫ

Гидравлические турбины.

В современных гидротурбинах рабочее колесо вращается в специальном корпусе с улиткой (радиальная турбина) или имеет на входе направляющий аппарат, обеспечивающий нужное направление потока. На валу гидротурбины обычно устанавливается и соответствующее оборудование (электрогенератор на гидроэлектростанции).

Газовые турбины.

В газовой турбине используется энергия газообразных продуктов сгорания из внешнего источника. Газовые турбины по конструкции и принципу работы аналогичны паровым и находят широкое применение в технике. См. также АВИАЦИОННАЯ СИЛОВАЯ УСТАНОВКА; ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЭНЕРГИЯ; СУДОВЫЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ И ДВИЖИТЕЛИ; ГИДРОЭНЕРГЕТИКА.

Литература

Уваров В.В. Газовые турбины и газотурбинные установки . М., 1970
Верете А.Г., Дельвинг А.К. Судовые пароэнергетические установки и газовые турбины . М., 1982
Трубилов М.А. и др. Паровые и газовые турбины . М., 1985
Саранцев К.Б. и др. Атлас турбинных ступеней . Л., 1986
Гостелоу Дж. Аэродинамика решеток турбомашин . М., 1987

4.1.15. Работа оборудования и устройств топливоподачи при отсутствии или неисправном состоянии предупреди­тельной сигнализации, необходимых ограждающих и тормозных устройств не допускается.

4.1.24. При соединении и ремонте конвейерных лент приме­нение металлических деталей не допускается.

4.1.26. На трубопроводы жидкого топлива и их паровые спут­ники должны быть составлены паспорта установленной формы.

4.1.28. На мазутном хозяйстве должны быть следующие па­раметры пара: давление 8-13 кгс/см2 (0,8-1,3 мПа), температура 200-250°с.

4.1.29. При сливе мазута "открытым паром" общий расход пара из разогревающих устройств на цистерну вме­стимостью 50-60 м3 должен быть не более 900 кг/ч.

4.1.31. Тепловая изоляция оборудования (резервуаров, трубо­проводов и др.) должна быть в исправности.

4.1.38. При выводе в ремонт топливопроводов или оборудова­ния они должны быть надежно отключены от работа­ющего оборудования, сдренированы и при необходимо­сти производства внутренних работ пропарены.

4.1.41. Прием, хранение и подготовка к сжиганию других ви­дов жидкого топлива должны осуществляться в уста­новленном порядке.

Особенности приема, хранения и подготовки к сжиганию жидкого топлива газотурбинных установок

4.1.44. Топливо из резервуаров для подачи в гту должно от­бираться плавающим заборным устройством с верх­них слоев.

4.1.48. Вязкость подаваемого на гту топлива должна быть не более: при применении механических форсунок - 2°ву (12 мм2/с), при использовании воздушных (паровых) форсунок - 3°ву (20 мм2/с).

4.1.49. Жидкое топливо должно быть очищено от механиче­ских примесей в соответствии с требованиями заво­дов - изготовителей гту.

4.1.52. При эксплуатации газового хозяйства должны быть обеспечены:

4.1.53. Эксплуатация газового хозяйства энергообъектов должна быть организована в соответствии с положениями действующих правил.

4.1.56. Не допускаются колебания давления газа на выходе из грп, превышающие 10% рабочего. Неисправности

4.1.57. Подача газа в котельную по обводному газопроводу (байпасу), не имеющему автоматического регулирую­щего клапана, не допускается.

4.1.58. Проверка срабатывания устройств зашиты, блокиро­вок и сигнализации должна производиться в сроки, предусмотренные действующими нормативными доку­ментами, но не реже 1 раза в 6 мес.

4.1.63. Проверка плотности соединений газопроводов, отыс­кание мест утечек газа на газопроводах, в колодцах и помещениях должны выполняться с использованием мыльной эмульсии.

4.1.64. Сброс удаленной из газопровода жидкости в канализа­цию не допускается.

4.1.65. Подача и сжигание на энергообъектах доменного и кок­сового газов должны быть организованы в соответствии с положениями действующих правил.

Глава 4.2

4.2.2. Тепловая изоляция трубопроводов и оборудования долж­на поддерживаться в исправном состоянии.

4.2.7. При эксплуатации пылеприготовительных установок дол­жен быть организован контроль за следующими процессами, показателями и оборудованием:

4.2.13. Бункера сырого топлива, склонного к зависанию и са­мовозгоранию, должны периодически, но не реже 1 раза в 10 сут, срабатываться до минимально допус­тимого уровня.

Список использованной литературы к главе 4.2

Глава 4.3

4.3.1. При эксплуатации котлов должны быть обеспечены:

4.3.4. Пуск котла должен быть организован под руководством начальника смены или старшего машиниста, а после капитального или среднего ремонта - под руковод­ством начальника цеха или его заместителя.

4.3.5. Перед растопкой барабанный котел должен быть за­полнен деаэрированной питательной водой.

4.3.6. Заполнение неосгывшего барабанного котла разреша­ется при температуре металла верха опорожненного ба­рабана не выше 160ºС.

4.3.9. При растопке прямоточных котлов блочных установок

4.3.12. При растопке котлов должны быть включены дымосос и дутьевой вентилятор, а котлов, работа которых рас­считана без дымососов, - дутьевой вентилятор.

4.3.13. С момента начала растопки котла должен быть орга­низован контроль за уровнем воды в барабане.

4.3.21. При работе котла должны соблюдаться тепловые ре­жимы, обеспечивающие поддержание допустимых тем­ператур пара в каждой ступени и каждом потоке пер­вичного и промежуточного пароперегревателей.

4.3.27. Работа мазутных форсунок, в том числе растопочных, без организованного подвода к ним воздуха не допус­кается.

4.3.28. При эксплуатации котлов температура воздуха, °с, поступающего в воздухоподогреватель, должна быть не ниже следующих значений:

4.3.30. Обмуровка котлов должна быть в исправном состоя­нии. При температуре окружающего воздуха 25°с тем­пература на поверхности обмуровки должна быть не более 45°с.

4.3.35. Внутренние отложения из поверхностей нагрева котлов должны быть удалены при водных отмывках во время растопок и остановов или при химических очистках.

4.3.36. Подпитывать остановленный котел с дренированием волы в целях ускорения охлаждения барабана не до­пускается.

4.3.39. В зимний период на котле, находящемся в резерве или ремонте, должно быть установлено наблюдение за тем­пературой воздуха.

4.3.44. Котел должен быть немедленно1 остановлен (отключен) персоналом при отказе в работе зашит или при их от­сутствии в случаях:

Глава 4.4

4.4.1. При эксплуатации паротурбинных установок должныбыть обеспечены:

4.4.2. Система автоматического регулирования турбины

4.4.3. Параметры работы системы регулирования паровых турбин должны удовлетворять государственным стан­дартам России и техническим условиям на поставку тур­бин.

2,5 Кгс/см2 (0,25 мПа) и выше, %, не более ………………………2

4.4.5. Автомат безопасности должен срабатывать при повы­шении частоты вращения ротора турбины на 10-12% сверх номинальной или до значения, указанного заво­дом-изготовителем.

4.4.7. Стопорные и регулирующие клапаны свежего пара и пара после промперегрева должны быть плотными.

4.4.11. Испытания системы регулирования турбины мгновен­ным сбросом нагрузки, соответствующей максималь­ному расходу пара, должны выполняться:

4.4.14. При эксплуатации систем маслоснабжения турбоустановки должны быть обеспечены:

4.4.16. У турбин, оснащенных системами предотвращения раз­вития горения масла на турбоагрегате, электрическая схема системы должна проверяться перед пуском тур­бины из холодного состояния.

4.4.19. При эксплуатации конденсационной установки долж­ны производиться:

4.4.20. При эксплуатации оборудования системы регенерации должны быть обеспечены:

4.4.21.Эксплуатация подогревателя высокого давления (пвд) не допускается при;

4.4.24. Пуск турбины не допускается в случаях:

4.4.26. При эксплуатации турбоагрегатов средние квадратические значения виброскорости подшипниковых опор должны быть не выше 4,5 .

4.4.28. В процессе эксплуатации экономичность турбоуста­новки должна постоянно контролироваться путем си­стематического анализа показателей, характеризующих работу оборудования.

4.4.29. Турбина должна быть немедленно остановлена (отклю­чена) персоналом при отказе в работе зашит или при их отсутствии в случаях:

4.4.30. Турбина должна быть разгружена и остановлена в пе­риод, определяемый техническим руководителем элек­тростанции (с уведомлением диспетчера энергосисте­мы), в случаях:

4.4.32. При выводе турбины в резерв на срок 7 сут и более должны быть приняты меры к консервации оборудо­вания турбоустановки.

4.4.33. Эксплуатация турбин со схемами и в режимах, не пре­дусмотренных техническими условиями на поставку, допускается с разрешения завода-изготовителя и вы­шестоящих организаций.

тивных характеристик;

периодически в процессе эксплуатации (не реже 1 раза в 3-4 года) на подтверждение соответствия нор­ мативным характеристикам.

В соответствии с на основании полученных в процессе тепловых испытаний фактических показателей со­ставляется и утверждается НД по топливоиспользованию,

срок действия которой устанавливается в зависимости от степени ее проработки и достоверности исходных мате­риалов, проведения планируемых реконструкций и модер­низаций, ремонта оборудования, но не может превышать 5 лет.

На основании этого полные тепловые испытания на под­тверждение соответствия фактических характеристик обо­рудования нормативным должны проводиться специали­зированными наладочными организациями не реже 1 раза в 3-4 года (с учетом времени, необходимого на обработку результатов испытаний, подтверждение или пересмотр НД).

Путем сравнения полученных в результате испытаний данных по оценке энергоэффективности турбоустановки (максимально достижимой электрической мощности с со­ответствующим удельным расходом тепла на выработку электроэнергии в режимах конденсационном и с регули­руемыми отборами при расчетной тепловой схеме и с но­минальными параметрами и условиями, макисмально дос­тижимого отпуска пара и тепла для турбин с регулиру­емыми отборами и др.) экспертной организацией по воп­росам топливоиспользования выносится решение о под­тверждении или пересмотре НД.

Список

использованной литературы к главе 4.4

ГОСТ 24278-89. Установки турбинные паровые стационарные для привода электрических ге­нераторов ТЭС. Общие технические требова­ния.

ГОСТ 28969-91. Турбины паровые стационар­ные малой мощности. Общие технические тре­бования.

ГОСТ 25364-97. Агрегаты паротурбинные ста­ционарные. Нормы вибрации опор валопро­водов и общие требования к проведению из­мерений.

ГОСТ 28757-90. Подогреватели для системы регенерации паровых турбин ТЭС. Общие тех­нические условия.

Сборник распорядительных документов по эк­сплуатации энергосистем (Теплотехническая часть).- М.: ЗАО "Энергосервис", 1998.

Методические указания по проверке и испы­таниям автоматических систем регулирования и защит паровых турбин: РД 34.30.310.- М.: СПО Союзтехэнерго, 1984. (СО 153-34.30.310).

Изменение к РД 34.30.310. - М.: СПО ОРГРЭС, 1997.

Типовая инструкция по эксплуатации маслосистем турбоустановок мощностью 100-800 МВт,работающих на минеральном масле:РД 34.30.508-93.- М.: СПО ОРГРЭС, 1994. (СО 34.30.508-93).

Методические указания по эксплуатации кон­денсационных установок паровых турбин элек­тростанций: МУ 34-70-122-85 (РД 34.30.501).- М.: СПО Союзтехэнерго, 1986. (СО 34.30.501).

9. Типовая инструкция по эксплуатации систем

регенерации высокого давления энергоблоков мощностью 100-800 МВт; РД 34.40.509-93,- М.: СПО ОРГРЭС, 1994. (СО 34.40.509-93).

10. Типовая инструкция по эксплуатации конденсатного тракта и системы регенерации низкого давления энергоблоков мощностью 100-800 МВт на ТЭЦ и КЭС: РД 34.40.510-93,- М.: СПО ОРГРЭС, 1995. (СО 34.40.510-93).

П. Голоднова О.С. Эксплуатация систем маслоснабжения и уплотнений турбогенераторов с; водородным охлаждением. - М.: Энергия, 1978.

Типовая инструкция по эксплуатации газомасля­ной системы водородного охлаждения генерато­ров: РД 153-34.0-45.512-97.- М.: СПО ОРГРЭС, 1998. (СО 34.45.512-97).

Методические указания по консервации тепло­энергетического оборудования: РД 34.20,591-97. - М.: СПО ОРГРЭС, 1997. (СО 34.20.591-97).

При автономных испытаниях турбин основными задачами является получение их характеристик в широком диапазоне изменения определяющих параметров, а также исследование прочности и теплового состояния лопаток и дисков.

Реализация на автономном стенде рабочих условий турбин является весьма сложной проблемой. Воздух к таким стендам (рис. 8.5) подается от компрессорной станции по трубопроводу 3, подогрев газа осуществляется в камере сгорания 4. Мощность турбины поглощается гидротормозом 1 (возможно применение для этих целей электрических генераторов и компрессоров). В отличие от испытаний в системе двигателя, когда характеристика турбины может быть получена практически только вдоль линии рабочих режимов (см. гл. 5), на автономном стенде реализуется все поле характеристик, так как в этом случае можно задавать любые значения параметров на входе, а частоту вращения турбины регулировать загрузкой гидротормоза.

При имитации земных режимов работы двигателя или режимов, соответствующих большим скоростям полета, значения давления газа перед турбиной и за ней будут превышать атмосферные и после выхода из турбины газ может выбрасываться в атмосферу (работа с наддувом в открытом контуре).

Рис. 8.5. Схема стенда для испытаний турбин в натурных условиях:

1 - гидротормоз; 2 - подвод воды; 3 - подвод сжатого воздуха: 4 - камера сгорания; 5 - турбина; 6 - выхлопной трубопровод

Работа с наддувом отличается наибольшими техническими трудностями, так как требует больших затрат энергии для привода компрессоров и тормозных устройств большой мощности.

Для испытаний турбины в условиях, близких к высотным, предназначены стенды, работающие на просасывание. Схема такого стенда представлена на рис. 8.6. Воздух в проточную часть стенда поступает непосредственно из атмосферы через входное устройство 1, за турбиной создается разрежение с помощью эксгаустера или эжектора.

Мощность турбины 4 поглощается гидротормозом 3. Испытания могут проводиться как при повышенных, так и при пониженных температурах на входе. Режимы испытаний выбираются с учетом положений теории подобия, рассмотренных выше.

Испытания на просасывание могут рассматриваться как модельные для режимов, на которых давление на входе в турбину должно быть больше атмосферного. Получаемые при этом характеристики будут достаточно хорошо соответствовать натурным условиям, если числа Re находятся в автомодельной области.

Испытания при пониженных давлениях и температурах позволяют существенно снизить затраты энергии на привод эксгаустера и уменьшить потребную мощность гидротормоза, что значительно упрощает проведение испытаний.

В еще большей степени отмеченные трудности устраняются, если использовать уменьшенные в два-три раза модели, а также специальные рабочие тела. В последнем случае испытания должны проводиться в замкнутом контуре аналогично тому, как это было рассмотрено для компрессоров (см. разд. 8.2).

При определении характеристик турбин выполняются измерения расхода газа G г, параметров потока перед турбиной и за ней Т* г, Т* т, р* г, р* т, частоты вращения n, мощности, развиваемой турбиной, N т, а также угла выхода потока из турбины a т. Применяются такие же методы измерений, как при испытаниях компрессоров. В частности, значение N т определяется, как правило, по измеренным значениям n и крутящего момента М кр, причем для измерения последнего используются гидротормоза с качающейся установкой корпуса (см. гл. 4).

Для построения характеристик турбины применяются параметры, вытекающие из теории подобия. В частности, они могут быть представлены в виде зависимостей

Рис. 8.6. Схема стенда для испытаний турбин на просасывание:

1 – входное устройство; 2 - подогреватель воздуха; 3 – гидротормоз; 4 - турбина; 5 - регулирующая заслонка; 6 - воздуховод к эксгаустеру или эжектору

Здесь p* т =р* г /р* т - степень понижения давления в турбине; - относительная приведенная частота вращения; - относительный параметр расхода газа через турбину; h* т =L т /L* т S - КПД турбины; L т =N т /G т - действительная работа турбины; - изоэнтропическая работа турбины.

При определении характеристик заданное значение n поддерживается путем изменения загрузки гидротормоза, а изменение G г и p* т призводится путем изменения режима работы эксгаустера или компрессора и положения дросселя.

Настоящий стандарт СЭВ распространяется на стационарные паровые турбины для привода турбогенераторов электростанций и устанавливает основные правила приемки турбин и вспомогательного оборудования в процессе и после окончания монтажа и испытаний.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Во время приемки турбины производится контроль качества монтажа с целью обеспечения надежной и бесперебойной работы турбины и вспомогательного оборудования в процессе эксплуатации. При этом осуществляется также контроль за выполнением требований по охране труда, техники безопасности и пожаробезопасности.

Основные правила проведения монтажа турбин приведены в информационном приложении.

1.2. Приемка турбины в эксплуатацию должна состоять из следующих этапов:

1) проверка комплектности и технического состояния турбины и вспомогательного оборудования перед сборкой и монтажом;

2) приемка сборочных единиц и систем турбины после проведения монтажных работ;

3) приемка сборочных единиц и систем паротурбинного агрегата по результатам их испытаний;

4) приемка турбины по результатам комплексных испытаний паротурбинного агрегата (энергоблока).

2. ПРИЕМКА СБОРОЧНЫХ ЕДИНИЦ И СИСТЕМ

2.1. Проверка комплектности и технического состояния сборочных единиц турбины и вспомогательного оборудования должна производиться по мере поступления оборудования на монтаж.

При этом проверяется отсутствие повреждений и дефектов оборудования, сохранность окраски, консервирующих и специальных покрытий, цельность пломб.

2.2. Каждый механизм, аппарат и система паротурбинного агрегата после сборки и монтажа должен пройти предусмотренные технической документацией испытания. При необходимости может быть проведена ревизия с устранением выявленных дефектов.

2.3. Программа приемки должна включать испытания и проверки, необходимые для обеспечения надежной работы паротурбинного агрегата, в том числе:

1) проверку плотности стопорных и регулирующих клапанов;

2) проверку правильности показаний измерительных приборов, блокировок и защит систем агрегата;

3) проверку правильности работы и предварительной настройки регуляторов систем агрегата;

9) проверку работы системы регенерации;

10) проверку плотности вакуумной системы агрегата.

3. ПРИЕМКА ТУРБИНЫ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ

3.1. Завершающим этапом приемки турбины в эксплуатацию должны быть комплексные испытания в течение 72 h при работе по прямому назначению и при номинальной электрической и тепловой нагрузках.

Если по условиям эксплуатации электростанции номинальные нагрузки не могут быть достигнуты, паротурбинный агрегат должен быть принят по результатам испытаний при максимально возможной нагрузке.

3.2. Критерием для приемки турбины в эксплуатацию должно быть отсутствие в течение установленного времени комплексных испытаний дефектов, препятствующих длительной эксплуатации.

Если по условиям эксплуатации электростанции комплексные испытания не могут продолжаться в течение установленного времени, турбина считается выдержавшей испытания ери отсутствии дефектов за фактическое время проведения комплексных испытаний.

3.3. Приемка турбины в эксплуатацию должна подтверждаться соответствующей записью в формуляре или паспорте на турбину согласно СТ СЭВ 1798-79.

ИНФОРМАЦИОННОЕ ПРИЛОЖЕНИЕ

ОСНОВНЫЕ ПРАВИЛА ПРОВЕДЕНИЯ МОНТАЖА ТУРБИН

1. Помещение машинного зала и фундаменты должны быть освобождены от опалубки, строительных лесов и очищены от мусора. Проемы должны быть ограждены, а каналы, лотки и люки - закрыты.

2. При подготовке к производству монтажных работ в зимних условиях должны быть остеклены окна, закрыты дверные проемы и введено в действие отопление машинного зала и сооружений, в которых для монтажа оборудования турбины требуется температура не менее +5 °С.

3. На фундаментах, сдаваемых под монтаж оборудования, должны быть нанесены разбивочные оси для основного оборудования и зафиксированы высотные отметки.

4. На фундаментах, предназначенных для установки турбины, оси должны наноситься на закладные металлические детали, а высотные отметки - фиксироваться на реперах.

Оси и реперы, закрепленные на фундаменте, должны быть расположены вне контура фундаментных рам и других опорных конструкций. Отклонения от проектных размеров не должны превышать значений, установленных поставщиком в технической документации по производству и приемке работ по возведению бетонных, железобетонных и металлических конструкций фундаментов.

5. При выполнении монтажных работ должны соблюдаться требования инструкций и правил по охране труда и технике безопасности.

6. При монтаже оборудование должно быть очищено от консервирующих смазок и покрытий за исключением поверхностей, которые должны оставаться покрытыми защитными составами в процессе эксплуатации оборудования. Защитные покрытия на внутренних поверхностях оборудования должны удаляться, как правило, без разборки оборудования.

7. Непосредственно перед установкой оборудования опорная поверхность фундамента должна быть очищена до чистого бетона и промыта водой.

8. Оборудование, имеющее механически обработанные опорные поверхности, должно устанавливаться на точно выверенные жесткие опорные элементы поверхности фундамента.

9. В процессе монтажа должна быть повторена стендовая сборка турбины с соблюдением зазоров, центрирования сопрягающихся сборочных единиц в соответствии с паспортами и техническими требованиями.

10. Отклонения от проектных привязочных размеров и отметок, а также от горизонтали, вертикали, соосности и параллельности при установке оборудования не должны превышать допустимых значений, указанных в технической документации и инструкциях по монтажу отдельных видов оборудования.

11. При монтаже оборудования должен осуществляться предусмотренный в технической документации контроль качества выполненных работ.

Выявленные дефекты подлежат устранению до начала последующих монтажных операций.

12. Скрытые работы, выполняемые в процессе монтажа, проверяются для установления соответствия их выполнения техническим требованиям. К скрытым относятся работы по сборке машин и их сборочных единиц, проверке зазоров, допусков и посадок, выверке оборудования и другие работы, если их качество не может быть проверено после выполнения последующих монтажных или строительных работ.

13. Поступающее на монтаж оборудование не должно разбираться, кроме случаев, когда разборка его в процессе монтажа предусмотрена техническими условиями, инструкциями или технической документацией.

14. Трубопроводы и теплообменные аппараты систем паротурбинного агрегата должны поставляться на монтажную площадку очищенными и законсервированными.

2. Тема - 17.131.02.2-76.

3. Стандарт СЭВ утвержден на 53-м заседании ПКС.

4. Сроки начала применения стандарта СЭВ:

5. Срок первой проверки - 1990 г., периодичность проверки - 10 лет.

на вновь смонтированном оборудовании для получения фактических показателей и составления нормативных характеристик;
периодически в процессе эксплуатации (не реже 1 раза в 3-4 года) на подтверждение соответствия нормативным характеристикам.
В соответствии с на основании полученных в процессе тепловых испытаний фактических показателей составляется и утверждается НД по топливоиспользованию, срок действия которой устанавливается в зависимости от степени ее проработки и достоверности исходных материалов, проведения планируемых реконструкций и модернизаций, ремонта оборудования, но не может превышать 5 лет.
На основании этого полные тепловые испытания на подтверждение соответствия фактических характеристик оборудования нормативным должны проводиться специализированными наладочными организациями не реже 1 раза в 3-4 года (с учетом времени, необходимого на обработку результатов испытаний, подтверждение или пересмотр НД).
Путем сравнения полученных в результате испытаний данных по оценке энергоэффективности турбоустановки (максимально достижимой электрической мощности с соответствующим удельным расходом тепла на выработку электроэнергии в режимах конденсационном и с регулируемыми отборами при расчетной тепловой схеме и с номинальными параметрами и условиями, макисмально достижимого отпуска пара и тепла для турбин с регулируемыми отборами и др.) экспертной организацией по вопросам топливоиспользования выносится решение о подтверждении или пересмотре НД.

Список
использованной литературы к главе 4.4
1. ГОСТ 24278-89. Установки турбинные паровые стационарные для привода электрических генераторов ТЭС. Общие технические требования.
2. ГОСТ 28969-91. Турбины паровые стационарные малой мощности. Общие технические требования.
3. ГОСТ 25364-97. Агрегаты паротурбинные стационарные. Нормы вибрации опор валопроводов и общие требования к проведению измерений.
4. ГОСТ 28757-90. Подогреватели для системы регенерации паровых турбин ТЭС. Общие технические условия.
5. Сборник распорядительных документов по эксплуатации энергосистем (Теплотехническая часть).- М.: ЗАО “Энергосервис”, 1998.
6. Методические указания по проверке и испытаниям автоматических систем регулирования и защит паровых турбин: РД 34.30.310.- М.:
СПО Союзтехэнерго, 1984. (СО 153-34.30.310).
Изменение к РД 34.30.310. – М.: СПО ОРГРЭС, 1997.
7. Типовая инструкция по эксплуатации маслосистем турбоустановок мощностью 100-800 МВт,работающих на минеральном масле:РД 34.30.508-93.- М.: СПО ОРГРЭС, 1994.
(СО 34.30.508-93).
8. Методические указания по эксплуатации конденсационных установок паровых турбин электростанций: МУ 34-70-122-85 (РД 34.30.501).-
М.: СПО Союзтехэнерго, 1986. (СО 34.30.501).
9. Типовая инструкция по эксплуатации систем
регенерации высокого давления энергоблоков мощностью 100-800 МВт; РД 34.40.509-93,- М.: СПО ОРГРЭС, 1994. (СО 34.40.509-93).
10. Типовая инструкция по эксплуатации конденсатного тракта и системы регенерации низкого давления энергоблоков мощностью 100-800 МВт на ТЭЦ и КЭС: РД 34.40.510-93,- М.: СПО ОРГРЭС, 1995. (СО 34.40.510-93).
П. Голоднова О.С. Эксплуатация систем маслоснабжения и уплотнений турбогенераторов с; водородным охлаждением. - М.: Энергия, 1978.
12. Типовая инструкция по эксплуатации газомасляной системы водородного охлаждения генераторов: РД 153-34.0-45.512-97.- М.: СПО ОРГРЭС,
1998. (СО 34.45.512-97).
13. Методические указания по консервации теплоэнергетического оборудования: РД 34.20,591-97. -
М.: СПО ОРГРЭС, 1997. (СО 34.20.591-97).
14. Положение о нормировании расхода топлива на электростанциях: РД 153-34.0-09.154-99. – М.:
СПО ОРГРЭС, 1999. (СО 153-34.09.154-99).