Wytyczne do badań cieplnych turbin parowych. Metoda testowania turbin i stanowisko do jej realizacji. Czas trwania eksperymentu i częstotliwość rejestrowania odczytów
Badania cieplne turbin parowych
i turbiny,
W ostatnich latach w obszarze oszczędzania energii zwrócono uwagę na normy zużycia paliw dla przedsiębiorstw wytwarzających ciepło i energię elektryczną, dlatego dla przedsiębiorstw wytwórczych znaczenia nabierają rzeczywiste wskaźniki sprawności urządzeń ciepłowniczych i elektroenergetycznych.
Jednocześnie wiadomo, że rzeczywiste wskaźniki wydajności w warunkach pracy różnią się od obliczonych (fabrycznych), dlatego w celu obiektywnej standaryzacji zużycia paliwa do wytwarzania ciepła i energii elektrycznej wskazane jest przetestowanie sprzętu.
Na podstawie materiałów testowych sprzętu opracowano normatywne charakterystyki energetyczne i układ (kolejność, algorytm) do obliczania norm jednostkowego zużycia paliwa zgodnie z RD 34.09.155-93 „Wytyczne dotyczące opracowywania i utrzymywania charakterystyk energetycznych mocy cieplnej wyposażenie elektrowni” oraz RD 153-34.0-09.154 -99 „Przepisy w sprawie regulacji zużycia paliwa w elektrowniach”.
Szczególne znaczenie mają badania urządzeń elektroenergetycznych obiektów eksploatujących urządzenia oddane do eksploatacji przed latami 70-tymi, na których przeprowadzono modernizację i przebudowę kotłów, turbin, urządzeń pomocniczych. Bez testów normalizacja zużycia paliwa zgodnie z obliczonymi danymi doprowadzi do znacznych błędów nie na korzyść przedsiębiorstw generujących. Dlatego koszty badań termicznych są znikome w porównaniu z korzyściami.
Cele badań cieplnych turbin parowych i wyposażenia turbin:
|
|
Cele badań ekspresowych turbin parowych:
|
Nowoczesne technologie oraz poziom wiedzy inżynierskiej pozwalają na ekonomiczną modernizację jednostek, poprawę ich wydajności oraz zwiększenie ich żywotności.
Główne cele modernizacji to:
- zmniejszenie zużycia energii przez agregat sprężarkowy;
- wzrost wydajności sprężarki;
- zwiększenie mocy i sprawności turbiny procesowej;
- zmniejszenie zużycia gazu ziemnego;
- zwiększenie stabilności operacyjnej sprzętu;
- zmniejszenie liczby części poprzez zwiększenie ciśnienia sprężarek i pracujących turbin na mniejszej liczbie stopni przy zachowaniu, a nawet zwiększeniu sprawności elektrowni.
Poprawa zadanych wskaźników energetycznych i ekonomicznych zespołu turbinowego realizowana jest poprzez zastosowanie zmodernizowanych metod projektowania (rozwiązywanie problemów bezpośrednich i odwrotnych). Oni są spowinowaceni:
- z uwzględnieniem bardziej poprawnych modeli lepkości turbulentnej w schemacie obliczeniowym,
- uwzględnienie profilu i blokady końcowej przez warstwę przyścienną,
- eliminacja zjawisk separacji wraz ze wzrostem rozproszenia kanałów międzyłopatkowych i zmianą stopnia reaktywności (wyraźna niestacjonarność przepływu przed nadejściem przypływu),
- możliwość identyfikacji obiektu za pomocą modeli matematycznych z genetyczną optymalizacją parametrów.
Nadrzędnym celem modernizacji jest zawsze zwiększenie produkcji produktu końcowego i minimalizacja kosztów.
Zintegrowane podejście do modernizacji wyposażenia turbin
Przeprowadzając modernizację Astronit stosuje zwykle podejście zintegrowane, w którym rekonstruuje się (modernizuje następujące elementy zespołu turbiny procesowej):
- kompresor;
- turbina;
- podpory;
- sprężarka odśrodkowa z doładowaniem;
- chłodnice międzystopniowe;
- mnożnik;
- System smarowania;
- system oczyszczania powietrza;
- automatyczny system sterowania i ochrony.
Modernizacja urządzeń kompresorowych
Główne obszary modernizacji praktykowane przez specjalistów Astronit:
- wymiana części przepływowych na nowe (tzw. wymienne części przepływowe, w tym wirniki i dyfuzory łopatkowe) o poprawionych charakterystykach, ale w gabarytach istniejących obudów;
- zmniejszenie liczby etapów dzięki poprawie ścieżki przepływu opartej na analizie trójwymiarowej w nowoczesnych produktach software'owych;
- nakładanie powłok łatwych w obróbce i zmniejszanie luzów promieniowych;
- wymiana uszczelek na wydajniejsze;
- wymiana łożysk olejowych sprężarek na łożyska „suche” z wykorzystaniem zawieszenia magnetycznego. Eliminuje to zużycie oleju i poprawia warunki pracy sprężarki.
Wdrażanie nowoczesnych systemów sterowania i zabezpieczeń
W celu poprawy niezawodności i sprawności działania wprowadzane są nowoczesne oprzyrządowanie, cyfrowe układy automatyki i zabezpieczeń (zarówno poszczególne części, jak i cały kompleks technologiczny jako całość), układy diagnostyczne i systemy łączności.
- TURBINY PAROWE
- Dysze i ostrza.
- Cykle termiczne.
- Cykl Rankine'a.
- Konstrukcje turbin.
- Podanie.
- INNE TURBINY
- Turbiny hydrauliczne.
- Turbiny gazowe.
Przewiń w góręPrzewiń w dół
Również na temat
- ELEKTROWNIE LOTNICZE
- ENERGIA ELEKTRYCZNA
- ELEKTROWNIE I NAPĘDY STATKOWE
- MOC WODNA
TURBINA
TURBINA, główny napęd z ruchem obrotowym korpusu roboczego do przetwarzania energii kinetycznej przepływu ciekłego lub gazowego płynu roboczego na energię mechaniczną na wale. Turbina składa się z wirnika z łopatkami (wirnik łopatkowy) oraz obudowy z dyszami. Rury rozgałęzione wprowadzają i kierują przepływ płynu roboczego. Turbiny w zależności od zastosowanego płynu roboczego to hydraulika, para i gaz. W zależności od średniego kierunku przepływu przez turbinę dzieli się je na osiowe, w których przepływ jest równoległy do osi turbiny oraz promieniowe, w których przepływ kierowany jest z obwodu do środka.
TURBINY PAROWE
Głównymi elementami turbiny parowej są obudowa, dysze i łopatki wirnika. Para ze źródła zewnętrznego dostarczana jest do turbiny rurociągami. W dyszach energia potencjalna pary zamieniana jest na energię kinetyczną strumienia. Para wydostająca się z dysz kierowana jest na zakrzywione (specjalnie wyprofilowane) łopatki robocze umieszczone wzdłuż obrzeża wirnika. Pod działaniem strumienia pary pojawia się siła styczna (obwodowa), powodująca obrót wirnika.
Dysze i ostrza.
Para pod ciśnieniem wchodzi do jednej lub kilku stałych dysz, w których rozszerza się i skąd wypływa z dużą prędkością. Strumień wypływa z dysz pod kątem do płaszczyzny obrotu łopat wirnika. W niektórych konstrukcjach dysze są utworzone przez szereg nieruchomych ostrzy (aparat z dyszami). Łopatki wirnika są zakrzywione w kierunku przepływu i ustawione promieniowo. W aktywnej turbinie (rys. 1, a) kanał przepływowy wirnika ma stały przekrój, tj. prędkość w ruchu względnym wirnika nie zmienia się w wartości bezwzględnej. Ciśnienie pary przed i za wirnikiem jest takie samo. W turbinie odrzutowej (ryc. 1, b) kanały przepływowe wirnika mają zmienny przekrój. Kanały przepływowe turbiny odrzutowej są zaprojektowane tak, aby natężenie przepływu w nich wzrastało, a ciśnienie odpowiednio spadało.
R1; c - łopatki wirnika. V1 to prędkość pary na wylocie dyszy; V2 to prędkość pary za wirnikiem w ustalonym układzie współrzędnych; U1 – prędkość obwodowa ostrza; R1 to prędkość pary na wlocie wirnika w ruchu względnym; R2 to prędkość pary na wylocie wirnika w ruchu względnym. 1 - bandaż; 2 - łopatka; 3 – wirnik." title="(!JĘZYK: Rys. 1. Łopatki turbiny. a – wirnik aktywny, R1 = R2; b – wirnik strumieniowy, R2 > R1; c – łopatka wirnika. V1 – prędkość pary na wylocie dyszy ; V2 to prędkość pary za wirnikiem w ustalonym układzie współrzędnych; U1 to obwodowa prędkość łopatki; R1 to prędkość pary na wlocie do wirnika w ruchu względnym; R2 to prędkość pary na wylocie wirnika w ruchu względnym. 1 - bandaż, 2 - ostrze, 3 - wirnik.">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.!}
Turbiny są zwykle projektowane tak, aby znajdowały się na tym samym wale, co urządzenie zużywające ich energię. Prędkość obrotowa wirnika jest ograniczona wytrzymałością na rozciąganie materiałów, z których wykonana jest tarcza i łopatki. Aby uzyskać jak najpełniejszą i wydajną konwersję energii parowej, turbiny wykonuje się wielostopniowo.
Cykle termiczne.
Cykl Rankine'a.
W turbinie pracującej w cyklu Rankine'a (rys. 2, a), para pochodzi z zewnętrznego źródła pary; między stopniami turbiny nie ma dodatkowego ogrzewania parowego, występują tylko naturalne straty ciepła.
Cykl podgrzewania.
W tym cyklu (ryc. 2, b) para po pierwszych stopniach jest przesyłana do wymiennika ciepła w celu dogrzania (przegrzania). Następnie ponownie wraca do turbiny, gdzie w kolejnych etapach następuje jego ostateczna ekspansja. Podwyższenie temperatury płynu roboczego pozwala na zwiększenie sprawności turbiny.
Ryż. 2. TURBINY O RÓŻNYCH CYKLACH GRZEWCZYCH. a – prosty cykl Rankine'a; b – cykl z pośrednim ogrzewaniem parowym; c - cykl z pośrednią ekstrakcją pary i odzyskiem ciepła.
Obieg z odciągiem pośrednim i wykorzystaniem ciepła pary odlotowej.
Para na wylocie turbiny nadal ma znaczną energię cieplną, która jest zwykle rozpraszana w skraplaczu. Część energii może być pobrana z kondensacji pary odlotowej. Część pary może być pobrana z pośrednich stopni turbiny (rys. 2, w) i służy do podgrzewania np. wody zasilającej lub do wszelkich procesów technologicznych.
Konstrukcje turbin.
Czynnik roboczy rozpręża się w turbinie, więc ostatnie stopnie (niskie ciśnienie) muszą mieć większą średnicę, aby przepuścić zwiększony strumień objętości. Wzrost średnicy jest ograniczony przez dopuszczalne maksymalne naprężenia wywołane obciążeniami odśrodkowymi w podwyższonych temperaturach. W turbinach z dzielonym przepływem (rysunek 3) para przepływa przez różne turbiny lub różne stopnie turbiny.
Ryż. 3. TURBINY Z ROZGAŁĘZIENIEM PRZEPŁYWOWYM. a - podwójna turbina równoległa; b – podwójna turbina o działaniu równoległym z przeciwnie skierowanymi przepływami; c – turbina z rozgałęzieniem przepływu po kilku stopniach wysokiego ciśnienia; d - turbina złożona.
Podanie.
Aby zapewnić wysoką sprawność, turbina musi obracać się z dużą prędkością, ale liczba obrotów jest ograniczona wytrzymałością materiałów turbiny i wyposażenia znajdującego się z nią na tym samym wale. Generatory elektryczne w elektrowniach cieplnych mają moc znamionową 1800 lub 3600 obr/min i są zwykle instalowane na tym samym wale co turbina. Sprężarki i pompy odśrodkowe, wentylatory i wirówki mogą być instalowane na tym samym wale z turbiną.
Sprzęt o niskiej prędkości jest sprzężony z turbiną o wysokiej prędkości za pomocą przekładni redukcyjnej, takiej jak w silnikach okrętowych, w których śmigło musi obracać się z prędkością od 60 do 400 obr./min.
INNE TURBINY
Turbiny hydrauliczne.
W nowoczesnych turbinach hydraulicznych wirnik obraca się w specjalnej obudowie ze spiralą (turbina promieniowa) lub posiada łopatkę kierującą na wlocie, aby zapewnić pożądany kierunek przepływu. Odpowiedni sprzęt jest zwykle instalowany na wale turbiny wodnej (generator elektryczny w elektrowni wodnej).
Turbiny gazowe.
Turbina gazowa wykorzystuje energię gazowych produktów spalania z zewnętrznego źródła. Turbiny gazowe są zbliżone konstrukcją i zasadą działania do turbin parowych i są szeroko stosowane w inżynierii. Zobacz też ELEKTROWNIA LOTNICZA; ENERGIA ELEKTRYCZNA; INSTALACJE I SILNIKI STATKÓW; MOC WODNA.
Literatura
Uvarov W.W. Turbiny gazowe i instalacje turbin gazowych. M., 1970
Verete A.G., Delving A.K. Morskie elektrownie parowe i turbiny gazowe. M., 1982
mgr Trubiłow itd. Turbiny parowe i gazowe. M., 1985
Sarantsev K.B. itd. Atlas stopni turbiny. L., 1986
Gostelow J. Aerodynamika krat do maszyn wirnikowych. M., 1987
okresowo podczas pracy (przynajmniej1 raz na 3-4 lata) w celu potwierdzenia zgodności z normamicechy krycia.
Zgodnie z rzeczywistymi wskaźnikami uzyskanymi w procesie badań termicznych opracowywane i zatwierdzane jest RD dla zużycia paliwa,
którego okres ważności ustala się w zależności od stopnia jego rozwoju i niezawodności materiałów źródłowych, planowanej przebudowy i modernizacji, naprawy sprzętu, ale nie może przekraczać 5 lat.
Na tej podstawie, co najmniej raz na 3-4 lata (biorąc pod uwagę czas potrzebny do przetworzenia wyników testów) należy przeprowadzać pełne testy cieplne potwierdzające zgodność rzeczywistych charakterystyk urządzenia z normami przez wyspecjalizowane organizacje uruchamiające , potwierdzić lub zmienić dokumenty normatywne).
Porównując dane uzyskane w wyniku testów w celu oceny sprawności energetycznej elektrowni turbinowej (maksymalna osiągalna moc elektryczna z odpowiednim jednostkowym zużyciem ciepła do wytwarzania energii elektrycznej w trybach kondensacji i kontrolowanej ekstrakcji z projektowym schematem cieplnym oraz z parametrami nominalnymi i warunkach, maksymalne osiągalne zaopatrzenie w parę i ciepło dla turbin z kontrolowanymi upustami itp.), organizacja ekspercka ds. zużycia paliwa wydaje decyzję o zatwierdzeniu lub zrewidowaniu RD.
Lista
wykorzystana literatura do rozdziału 4.4
GOST 24278-89. Stacjonarne instalacje turbin parowych do napędzania generatorów elektrycznych w TPP. Ogólne wymagania techniczne.
GOST 28969-91. Stacjonarne turbiny parowe małej mocy. Ogólne wymagania techniczne.
GOST 25364-97. Stacjonarne zespoły turbin parowych. Normy drgań dla podpór wałowych i ogólne wymagania dotyczące pomiarów.
GOST 28757-90. Nagrzewnice do układu regeneracji turbin parowych elektrociepłowni. Ogólne specyfikacje.
Zbiór dokumentów administracyjnych dotyczących eksploatacji systemów energetycznych (część ciepłownicza) .- M .: CJSC "Energoservice", 1998.
Wytyczne dotyczące weryfikacji i testowania układów automatyki i zabezpieczeń turbin parowych: RD 34.30.310.- M.: SPO Soyuztekhenergo, 1984. (SO 153-34.30.310).
Zmiana w DR 34.30.310. - M.: SPO ORGRES, 1997.
Typowa instrukcja obsługi układów olejowych elektrowni turbinowych o mocy 100-800 MW, pracujących na oleju mineralnym: RD 34.30.508-93.- M.: SPO ORGRES, 1994. (SO 34.30.508-93).
Wytyczne dotyczące eksploatacji agregatów kondensacyjnych turbin parowych elektrowni: MU 34-70-122-85 (RD 34.30.501) .- M .: SPO Soyuztekhenergo, 1986. (SO 34.30.501).
9. Typowe instrukcje obsługi systemów
regeneracja bloków wysokoprężnych o mocy 100-800 MW; RD 34.40.509-93, - M.: SPO ORGRES, 1994. (SO 34.40.509-93).
10. Typowa instrukcja obsługi toru kondensatu i niskociśnieniowego układu regeneracji bloków energetycznych o mocy 100-800 MW w EC i KES: RD 34.40.510-93, - M.: SPO ORGRES, 1995. (SO 34.40.510-93).
P. Gołodnowa OS Eksploatacja układów zasilania olejem i uszczelnień turbogeneratorów z; chłodzenie wodorem. - M.: Energia, 1978.
Typowa instrukcja obsługi układu gazowo-olejowego do chłodzenia wodorem generatorów: RD 153-34.0-45.512-97.- M .: SPO ORGRES, 1998. (SO 34.45.512-97).
Wytyczne dotyczące konserwacji urządzeń elektroenergetycznych: RD 34.20 591-97. - M.: SPO ORGRES, 1997. (SO 34.20.591-97).
Podczas badań autonomicznych turbin głównymi zadaniami są uzyskiwanie ich charakterystyk w szerokim zakresie zmian parametrów determinujących, a także badanie wytrzymałości i stanu cieplnego łopatek i tarcz.
Bardzo trudnym problemem jest realizacja warunków pracy turbiny na stanowisku autonomicznym. Powietrze do takich stanowisk (rys. 8.5) dostarczane jest z kompresorowni rurociągiem 3, gaz jest podgrzewany w komorze spalania 4. Moc turbiny jest pobierana przez hamulec hydrauliczny 1 (możliwe jest do tego celu zastosowanie prądnic i kompresorów). W przeciwieństwie do testów w układzie silnika, gdy charakterystykę turbiny można uzyskać praktycznie tylko wzdłuż linii trybów pracy (patrz rozdz. 5), całe pole charakterystyk jest realizowane na stanowisku autonomicznym, gdyż w tym przypadku dowolne wartości Można ustawić parametry wejściowe i regulować prędkość turbiny, ładując hamulec hydrauliczny.
Przy symulowaniu trybów pracy silnika naziemnego lub trybów odpowiadających dużym prędkościom lotu wartości ciśnienia gazu przed turbiną i za nią przekroczą ciśnienie atmosferyczne, a po opuszczeniu turbiny gaz może zostać wypuszczony do atmosfery (praca z ciśnienie w obwodzie otwartym).
Ryż. 8.5. Schemat stanowiska do badań turbin w warunkach naturalnych:
1 - hamulec hydrauliczny; 2 - zaopatrzenie w wodę; 3 - dopływ sprężonego powietrza: 4 - komora spalania; 5 - turbina; 6 - rurociąg wydechowy
Praca z doładowaniem charakteryzuje się największymi trudnościami technicznymi, ponieważ wymaga dużej ilości energii do napędzania sprężarek i urządzeń hamulcowych dużej mocy.
Do testowania turbiny w warunkach zbliżonych do dużej wysokości projektuje się ławy ssące. Schemat takiego stoiska pokazano na ryc. 8.6. Powietrze w części przepływowej trybuny napływa bezpośrednio z atmosfery przez wlot 1, za turbiną wytwarza się podciśnienie za pomocą wyciągu lub eżektora.
Moc turbiny 4 jest pochłaniana przez hamulec hydrauliczny 3. Testy można przeprowadzać zarówno przy podwyższonych, jak i niskich temperaturach wlotowych. Tryby testowe dobierane są z uwzględnieniem omówionych powyżej zasad teorii podobieństwa.Testy przenikania można uznać za testy modelowe dla trybów, w których ciśnienie na wlocie turbiny musi być większe niż ciśnienie atmosferyczne. Uzyskane w tym przypadku charakterystyki będą wystarczająco dobrze odpowiadały warunkom naturalnym, jeśli liczby Re będą w regionie samopodobnym.
Testy przy niskich ciśnieniach i temperaturach mogą znacznie zmniejszyć zużycie energii na napęd wyciągu i zmniejszyć wymaganą moc hamulca hydraulicznego, co znacznie upraszcza testowanie.
W jeszcze większym stopniu zauważone trudności są eliminowane, jeśli stosuje się modele zredukowane dwu- lub trzykrotnie oraz specjalne korpusy robocze. W tym ostatnim przypadku testy należy przeprowadzić w obiegu zamkniętym w taki sam sposób, jak w przypadku sprężarek (patrz rozdział 8.2).
Przy wyznaczaniu charakterystyk turbin dokonuje się pomiarów przepływu gazu G g, parametrów przepływu przed i za turbiną T*g, T*t, p*g, p*t, prędkości obrotowej n, mocy wytwarzanej przez turbinę , N t, a także kąt wyjścia z turbiny a t. Stosowane są te same metody pomiarowe, co przy badaniu sprężarek. W szczególności wartość N t jest określana z reguły na podstawie zmierzonych wartości n i momentu obrotowego M cr, a do jego pomiaru stosuje się hamulce hydrauliczne z instalacją obudowy oscylacyjnej (patrz rozdz. 4) .
Do konstrukcji charakterystyki turbiny wykorzystuje się parametry wynikające z teorii podobieństwa. W szczególności mogą być reprezentowane jako zależności
Ryż. 8.6. Schemat stanowiska do testowania turbin pod kątem ssania:
1 - urządzenie wejściowe; 2 - nagrzewnica powietrza; 3 - hamulec hydrauliczny; 4 - turbina; 5 - przepustnica kontrolna; 6 - kanał powietrza do wyciągu lub wyrzutnika
Tutaj p* t = p* g /p* t jest stopniem redukcji ciśnienia w turbinie; - względna zmniejszona prędkość; 
- względny parametr przepływu gazu przez turbinę; h* t =L t /L* t S - sprawność turbiny; L t = N t /G t - rzeczywista praca turbiny; 
- izentropowa praca turbiny.
Przy wyznaczaniu charakterystyk zadana wartość n jest utrzymywana poprzez zmianę obciążenia hamulca hydraulicznego, a zmianę G g i p * t uzyskuje się poprzez zmianę trybu pracy wyciągu lub sprężarki oraz położenia przepustnicy.
Niniejsza norma CMEA ma zastosowanie do stacjonarnych turbin parowych do napędzania turbogeneratorów elektrowni i określa podstawowe zasady odbioru turbin i urządzeń pomocniczych podczas i po instalacji i testach.
1. POSTANOWIENIA OGÓLNE
1.1. Podczas odbioru turbiny przeprowadzana jest kontrola jakości instalacji w celu zapewnienia niezawodnej i nieprzerwanej pracy turbiny oraz urządzeń pomocniczych podczas eksploatacji. Równolegle prowadzona jest również kontrola spełniania wymagań z zakresu ochrony pracy, bezpieczeństwa i ochrony przeciwpożarowej.
Podstawowe zasady montażu turbin podane są w załączniku informacyjnym.
1.2. Odbiór turbiny do eksploatacji powinien składać się z następujących etapów:
1) sprawdzenie kompletności i stanu technicznego turbiny i urządzeń pomocniczych przed montażem i instalacją;
2) odbiory zespołów montażowych i układów turbinowych po pracach instalacyjnych;
3) odbiór zespołów i układów zespołu turbiny parowej na podstawie wyników ich badań;
4) odbiór turbiny na podstawie wyników kompleksowych badań zespołu turbiny parowej (bloku energetycznego).
2. AKCEPTACJA JEDNOSTEK I SYSTEMÓW MONTAŻU
2.1. Sprawdzenie kompletności i stanu technicznego zespołów montażowych turbiny i urządzeń pomocniczych należy przeprowadzić po przybyciu urządzeń do instalacji.
Jednocześnie sprawdzany jest brak uszkodzeń i wad sprzętu, zachowanie koloru, powłok konserwujących i specjalnych oraz integralność uszczelek.
2.2. Każdy mechanizm, aparatura i układ turbozespołu parowego po montażu i instalacji musi przejść badania przewidziane w dokumentacji technicznej. W razie potrzeby można przeprowadzić audyt z eliminacją zidentyfikowanych wad.
2.3. Program odbioru powinien obejmować próby i kontrole niezbędne do zapewnienia niezawodnej pracy zespołu turbiny parowej, w tym:
1) sprawdzenie szczelności zaworów odcinających i sterujących;
2) weryfikację poprawności wskazań przyrządów pomiarowych, blokad i zabezpieczeń układów jednostki;
3) sprawdzenie poprawności działania i wstępnej regulacji regulatorów instalacji bloku;
9) sprawdzenie działania układu regeneracji;
10) sprawdzenie gęstości układu próżniowego agregatu.
3. PRZYJĘCIE TURBINY DO PRACY
3.1. Ostatnim etapem przyjęcia turbiny do eksploatacji powinien być kompleksowy test przez 72 h przy pracy zgodnej z przeznaczeniem oraz przy nominalnych obciążeniach elektrycznych i cieplnych.
Jeżeli w warunkach pracy elektrowni nie można uzyskać obciążeń znamionowych, turbozespół parowy należy przyjąć zgodnie z wynikami badań przy maksymalnym możliwym obciążeniu.
3.2. Kryterium dopuszczenia turbiny do eksploatacji powinien być brak w określonym czasie kompleksowych badań usterek uniemożliwiających długotrwałą eksploatację.
Jeżeli, zgodnie z warunkami pracy elektrowni, testy zintegrowane nie mogą być kontynuowane przez określony czas, uznaje się, że turbina przeszła testy pozytywnie, jeżeli w czasie trwania testów zintegrowanych nie wystąpiły żadne defekty.
3.3. Przyjęcie turbiny do eksploatacji należy potwierdzić odpowiednim wpisem w formularzu lub paszporcie dla turbiny zgodnie z ST SEV 1798-79.
DODATEK INFORMACYJNY
PODSTAWOWE ZASADY MONTAŻU TURBIN
1. Maszynownia i fundamenty muszą być oczyszczone z szalunków, rusztowań i gruzu. Otwory muszą być ogrodzone, a kanały, tace i włazy zamknięte.
2. W ramach przygotowań do prac instalacyjnych w warunkach zimowych należy oszkleć okna, zamknąć drzwi, a do ogrzewania maszynowni i konstrukcji, w których wymagana jest temperatura co najmniej +5°C do montażu wyposażenia turbiny, należy operacja.
3. Na fundamentach przekazanych pod montaż urządzeń należy nanieść osie do znakowania urządzeń głównych oraz umocować oznaczenia elewacji.
4. Na fundamentach przeznaczonych do montażu turbiny należy przyłożyć osie do osadzonych elementów metalowych, a na reperach zamocować oznaczenia elewacji.
Osie i repery zamocowane na fundamencie muszą znajdować się poza obrysem ram fundamentowych i innych konstrukcji wsporczych. Odchylenia od wymiarów projektowych nie powinny przekraczać wartości ustalonych przez dostawcę w dokumentacji technicznej wykonania i odbioru robót przy wznoszeniu konstrukcji betonowych, żelbetowych i metalowych fundamentów.
5. Podczas wykonywania prac instalacyjnych należy przestrzegać wymagań instrukcji i zasad ochrony i bezpieczeństwa pracy.
6. Podczas instalacji sprzęt musi być oczyszczony z konserwujących smarów i powłok, z wyjątkiem powierzchni, które muszą pozostać pokryte związkami ochronnymi w trakcie eksploatacji sprzętu. Powłoki ochronne na wewnętrznych powierzchniach sprzętu należy z reguły usuwać bez demontażu sprzętu.
7. Bezpośrednio przed montażem urządzenia powierzchnię nośną fundamentu należy oczyścić do betonu i zmyć wodą.
8. Urządzenia posiadające obrobione powierzchnie nośne należy montować na dokładnie wyskalowanych sztywnych powierzchniach nośnych podłoża.
9. W trakcie montażu należy powtórzyć montaż stołowy turbiny z zachowaniem prześwitów, centrowanie współpracujących zespołów montażowych zgodnie z paszportami i wymaganiami technicznymi.
10. Odchylenia od obowiązujących w projekcie wymiarów i oznaczeń, a także od poziomości, pionu, współosiowości i równoległości podczas montażu urządzeń nie powinny przekraczać dopuszczalnych wartości określonych w dokumentacji technicznej i instrukcjach montażu dla poszczególnych typów urządzeń.
11. Podczas instalacji sprzętu należy przeprowadzić kontrolę jakości wykonanych prac, przewidzianą w dokumentacji technicznej.
Zidentyfikowane wady należy usunąć przed kolejnymi operacjami instalacyjnymi.
12. Prace niejawne wykonywane podczas procesu montażu są sprawdzane w celu ustalenia, czy ich wykonanie spełnia wymagania techniczne. Ukryte obejmują prace przy montażu maszyn i ich zespołów montażowych, sprawdzanie luzów, tolerancji i pasowań, wyrównywanie sprzętu i inne prace, jeśli ich jakości nie można zweryfikować po późniejszej instalacji lub pracach budowlanych.
13. Urządzenia dostarczonego do montażu nie wolno demontować, chyba że jego demontaż w trakcie montażu przewidują warunki techniczne, instrukcja lub dokumentacja techniczna.
14. Rurociągi i wymienniki ciepła układów turbozespołu parowego należy dostarczyć na miejsce instalacji oczyszczone i zakażone.
2. Temat - 17.131.02.2-76.
3. Standard CMEA został zatwierdzony na 53. posiedzeniu PCC .
4. Daty rozpoczęcia stosowania standardu CMEA:
5. Termin pierwszej kontroli to rok 1990, częstotliwość kontroli to 10 lat.
na nowo zainstalowanym sprzęcie w celu uzyskania rzeczywistych wskaźników i opracowania standardowych charakterystyk;
okresowo podczas pracy (co najmniej 1 raz na 3-4 lata), aby potwierdzić zgodność z cechami regulacyjnymi.
Na podstawie rzeczywistych wskaźników uzyskanych w procesie badań termicznych opracowuje się i zatwierdza ND w sprawie zużycia paliwa, którego okres ważności ustala się w zależności od stopnia jego rozwoju i niezawodności materiałów źródłowych, planowanych przebudów i modernizacji , naprawy sprzętu, ale nie może przekraczać 5 lat.
Na tej podstawie, co najmniej raz na 3-4 lata (biorąc pod uwagę czas potrzebny do przetworzenia wyników testów) należy przeprowadzać pełne testy cieplne potwierdzające zgodność rzeczywistych charakterystyk urządzenia z normami przez wyspecjalizowane organizacje uruchamiające , potwierdzić lub zmienić dokumenty normatywne).
Porównując dane uzyskane w wyniku testów w celu oceny sprawności energetycznej elektrowni turbinowej (maksymalna osiągalna moc elektryczna z odpowiednim jednostkowym zużyciem ciepła do wytwarzania energii elektrycznej w trybach kondensacji i kontrolowanej ekstrakcji z projektowym schematem cieplnym oraz z parametrami nominalnymi i warunkach, maksymalne osiągalne zaopatrzenie w parę i ciepło dla turbin z kontrolowanymi upustami itp.), organizacja ekspercka ds. zużycia paliwa wydaje decyzję o zatwierdzeniu lub zrewidowaniu RD.
Lista
wykorzystana literatura do rozdziału 4.4
1. GOST 24278-89. Stacjonarne instalacje turbin parowych do napędzania generatorów elektrycznych w TPP. Ogólne wymagania techniczne.
2. GOST 28969-91. Stacjonarne turbiny parowe małej mocy. Ogólne wymagania techniczne.
3. GOST 25364-97. Stacjonarne zespoły turbin parowych. Normy drgań dla podpór wałowych i ogólne wymagania dotyczące pomiarów.
4. GOST 28757-90. Nagrzewnice do układu regeneracji turbin parowych elektrociepłowni. Ogólne specyfikacje.
5. Gromadzenie dokumentów administracyjnych dotyczących eksploatacji systemów energetycznych (część ciepłownicza) .- M .: CJSC Energoservice, 1998.
6. Wytyczne dotyczące weryfikacji i testowania układów automatyki i zabezpieczeń turbin parowych: RD 34.30.310.- M.:
SPO Soyuztekhenergo, 1984. (SO 153-34.30.310).
Zmiana w DR 34.30.310. – M.: SPO ORGRES, 1997.
7. Typowa instrukcja obsługi układów olejowych elektrowni turbinowych o mocy 100-800 MW, pracujących na oleju mineralnym: RD 34.30.508-93.- M.: SPO ORGRES, 1994.
(SO 34.30.508-93).
8. Wytyczne eksploatacji zespołów kondensacyjnych turbin parowych elektrowni: MU 34-70-122-85 (RD 34.30.501).-
M.: SPO Soyuztekhenergo, 1986. (SO 34.30.501).
9. Typowe instrukcje obsługi systemów
regeneracja bloków wysokoprężnych o mocy 100-800 MW; RD 34.40.509-93, - M.: SPO ORGRES, 1994. (SO 34.40.509-93).
10. Typowa instrukcja obsługi toru kondensatu i niskociśnieniowego układu regeneracji bloków energetycznych o mocy 100-800 MW w EC i KES: RD 34.40.510-93, - M.: SPO ORGRES, 1995. (SO 34.40.510-93).
P. Gołodnowa OS Eksploatacja układów zasilania olejem i uszczelnień turbogeneratorów z; chłodzenie wodorem. - M.: Energia, 1978.
12. Typowe instrukcje obsługi instalacji gazowo-olejowej do chłodzenia wodorem generatorów: RD 153-34.0-45.512-97.- M.: SPO ORGRES,
1998. (SO 34.45.512-97).
13. Wytyczne konserwacji urządzeń elektroenergetycznych: RD 34.20 591-97. -
M.: SPO ORGRES, 1997. (SO 34.20.591-97).
14. Rozporządzenie w sprawie regulacji zużycia paliwa w elektrowniach: RD 153-34.0-09.154-99. - M.:
SPO ORGRES, 1999. (SO 153-34.09.154-99).