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).

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.

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.
• Цикл с промежуточным подогревом.
• Цикл с промежуточным отбором и утилизацией тепла отработанного пара.
• 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.

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.

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.