Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1 

28 страниц

293.00 ₽

Купить РД 34.20.581-96 — бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль"

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Методика устанавливает порядок оценки технического состояния турбоагрегата и его элементов путем сравнения фактических показателей назначения, надежности и экономичности с данными НТД.

 Скачать PDF

Оглавление

Общая часть

1. Перечень контролируемых показателей технического состояния турбоустановки и ее узлов

     1.1 Турбоагрегат

     1.2 Конденсационная установка

     1.3 Система регенерации

     1.4 Подогреватели сетевой воды

     1.5 Основное насосное оборудование (питательные и конденсатные насосы)

2. Способы определения показателей технического состояния

     2.1 Показатели экономичности

     2.2 Показатели назначения

     2.3 Показатели надежности

3. Обработка результатов. Анализ данных

     3.1 Система парораспределения

     3.2 Состояние проточной части

     3.3 Регенеративные и сетевые подогреватели

     3.4 Конденсационная установка

     3.5 Турбоагрегат

4. Оценка технического состояния оборудования

Приложение 1. Перечень документов по проверке показателей технического состояния оборудования

 
Дата введения01.01.1998
Добавлен в базу01.09.2013
Актуализация01.02.2020

Этот документ находится в:

Организации:

30.12.1996УтвержденРАО ЕЭС России
ИзданСПО ОРГРЭС1998 г.
РазработанАО Фирма ОРГРЭС

Method for Operating Condition Assessment of Steam Turbine Units Prior to and After Repair and in the Period Between Repairs

Стр. 1
стр. 1
Стр. 2
стр. 2
Стр. 3
стр. 3
Стр. 4
стр. 4
Стр. 5
стр. 5
Стр. 6
стр. 6
Стр. 7
стр. 7
Стр. 8
стр. 8
Стр. 9
стр. 9
Стр. 10
стр. 10
Стр. 11
стр. 11
Стр. 12
стр. 12
Стр. 13
стр. 13
Стр. 14
стр. 14
Стр. 15
стр. 15
Стр. 16
стр. 16
Стр. 17
стр. 17
Стр. 18
стр. 18
Стр. 19
стр. 19
Стр. 20
стр. 20
Стр. 21
стр. 21
Стр. 22
стр. 22
Стр. 23
стр. 23
Стр. 24
стр. 24
Стр. 25
стр. 25
Стр. 26
стр. 26
Стр. 27
стр. 27
Стр. 28
стр. 28

РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ «ЕЭС РОССИИ»

ДЕПАРТАМЕНТ НАУКИ И ТЕХНИКИ


МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ПАРОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК ДО И ПОСЛЕ РЕМОНТА И 0 ПЕРИОД МЕЖДУ РЕМОНТАМИ

РД 34.20.581-96


Москва


СЛУЖБА ПЕРЕДОВОГО ОПЫТА ОРГРЭС


1990


Разработано Открытым акционерным обществом "Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС"

Исполнитель AM. САХАРОВ

Утверждено Департаментом науки и техники РАО "ЕЭС России" 30.12.96 г.

Начальник АП. БЕРСЕНЕВ

11

температуры: пар перед стопорными клапанами» за цилиндрами высокого и среднего давления, перед цилиндром среднего давления, в камере и паропроводах производственного отбора, основной конденсат и питательная вода до и после каждого подогревателя (в том числе на выходе из трубного пучка последнего ПВД и после выходного клапана аварийного обвода), циркуляционная вода до и после конденсатора, сетевая вода до и после подогревателей; электрическая мощность на зажимах генератора; расходы: свежий пар и питательная вода, пар отбора на производство, конденсат сетевых подргревателей, основной конденсат, сетевая вода;

механические величины: положение штоков клапанов и сервомоторов, угол поворота кулачкового вала.

Таким образом, для получения сопоставимых между собой результатов при испытаниях необходимо соблюдать два основных условия; полную идснггичиость тепловой схемы и режимных условий и применение одних и тех же регулярно поверяемых измерительных приборов и датчиков рекомендуемого класса точности.

2,1.2. Применяемые приборы

Давления среды измеряются с помощью манометров МТИ класса точности 0,5, вакуум в конденсаторе желательно измерять ртутными вакуумметрами либо манометрами абсолютного давления, либо вакуумметрами абсолютного давления в комплекте с регистрирующими приборами типа КСУ, либо цифровыми устройствами. Учитывая специфику экспресс-испытаний, особое внимание следует уделять максимально надежному измерению давления в контрольных ступенях турбины (так как последние выбираются, как правило, в зоне малых давлений, не превышающих 3-4 кгс/см2). При выборе и установке манометров или вакуумметров необходимо обеспечить минимальные значения поправок по протоколам потрги и на высоту присоединения, а еще лучше свести последнюю к нулю. Атмосферное давление измеряется с помощью ртутного барометра или анероида.

Температуры среды измеряются в основном термопреобра-зователямн ХК (ХА) в комплекте с потенциометрами КСП (ПП) иди термометрами сопрс/гин\ент с мостами КОМ. Температуры цир-

12

куляциойпбй И сетевой воды часто предпочтительнее измерять ртутными г*ц>м^м.етрами с ценой деления 0,1 °С.

Сл^ду^ отметить, что количество независимых измерений давления и Температуры пара до и после цилиндров, работающих П зоне п&рттрчтого пара, должно обеспечить надежное определение их внутренних КПД (так, в частности, на турбине К-300-240 рекомендуй'# иметь минимум по две точки измерения температуры и алалеиия свежего пара и пара перед ЦСД, а также по две точки измцрчиия давления и по четыре — температуры пара за ЦИДиМСД!,

Электрическая мощность измеряется с помощью специально собранной тшн двух ваттметров класса точности 0,5 (0,2), присоединенных /шраллельн^ счетчикам электроэнергии.

Расходм нард и воды измеряются штатными расходомерами, ГЮпщтишш АП и после испытаний, Точность таких измерений вполно достаточна, так как значения расходов при испытании необходимы лишь для вспомогательных целей (например, для минимизации расхождений расходов свежего пара и питательной воды, онрол^леиии'тяловой нагрузки подогревателей и тдТ

% / Д Программа экспресс-истлтания

Поскольку основное влияние на изменение экономичности турб^устлиовки оказывает состояние проточной части турбины, в качество огионного раздела профаммы необходимо предусмотреть пролндйиии опытов на конденсационном режиме с полностью отключенной системой регенерации, что исключает влияние отдельны* элоичПТОй тепловой схемы и режимных условий на общий уровень экономичности И, следовательно, позволяет выявить состояние лишь собственно турбины (износ уплотнений, занос, повреждения лопаточного аппарата и т.д.) и конденсатора.

7V** имт/бразом, первая серия испытаний турбин любого типа предполагает проведение 5-6 опытов на конденсационном режиме с /ц ключенноя системой регенерации в дталионе электрические нагрузок от максимальной, допустимой инструкцией по эксплуатации, до 25% от нее (в том числе часть опытов с полным тща<пним т'т иди части клапанов).

Нгщш    состоит издвух опытов на конд/шеациониом ре*

при проектной тепловой схеме и нагруткаж максимально

13

возможной и номинальной. Цель выполнения данной серии опытов —сравнение значений указанных нагрузок в последовательно проводимых испытаниях с анализом причин их изменения, а также проверка показателей экономичности вспомогательного оборудования.

Третья серия состоит из двух-трех опытов при проектной тепловой схеме на режимах с включенными регулируемыми отборами и номинальным отпуском тепла потребителям.

Таким образом, вторая и третья серии опытов проводятся для проверки выполнения показателей назначения турбоагрегата, а также показателей вспомогательного оборудования.

2.1.4. Порядок и условия проведения испытания

2.1.4.1. Стабильность режима. От стабильности протекания режима в каждом опыте зависит надежность и точность получаемых результатов. Для обеспечения стабильности рекомендуется соблюдать следующие условия:

каждый опыт следует проводить при минимальных колебаниях регулирующих клапанов, что обычно имеет место при устойчивой частоте системы, надежной работе регулирования, минимальных отклонен иях пара метров пара и т.д. В противном случае может потребоваться ввод в работу ограничителя мощности;

не производить каких-либо переключений в тепловой схеме (за исключением, разумеется, аварийных), которые могут повлиять на ход опыта;

отключить регулятор "до себя";

не допускать расхождения расходов питательной воды и свежею пара более чем на 10%;

не выходить за пределы допустимых отклонений параметров пара от средних за опыт: температура свежего пара и пара пром-перегрева *б°С, давление свежего пара =*=2%, вакуум в конденсаторе

2.1.4-2. Длительность опыта и частота записи показаний приборов. Нормалым# длительность опыта при каждой нагрузке составляет около 30-40 мин установившегося режима турбоагрегата.

Записи показаний приборов в журналах наблюдений осуществляю? одновременно каждые 5 мин, электрической мощности —

14

2 мни. Частота фикслции показаний автоматическими приборами составляет 2*3 мин,

2.2. Показатели назначения

2.2.1. Турбоагрегат

Максимальная и номинальная мощности турбоагрегата, номинальные значения тепловых нагрузок регулируемых отборов и диапазон регулирования давления в них проверяются, как уже упоминалось выше, при проведении второй и третьей серий экс-1Грссс*иснытаиий,

Параметры системы регулирования определяются при проведении специальных испытаний в соответствии с требованиями | U J (см, приложение 1) и ПТЭ.

2.2.2. Вспомогательное оборудование

Показатели теплообменных аппаратов (температуры питательной воды и основного конденсата, воды после сетевых подогревателей, вакуум в конденсаторе и т.д,) определяются при проведении нкснресс-иснытаний (см. а, 2.1),

Показатели вращающихся механизмов (развиваемый напор при иоминалмюй/максималыюй подаче и подача при номиналь-иом/мамоимальном напоре) и другие показатели проверяются вне программы экспресс-испытаний путем кратковременных (5-10 мин) ти«‘Т»Ш» соответствии с требованиями [9,10] (см, приложении !}•

2,3. Показатели надежности

Показатели проверяются в рамках экспресс-испытаний, в режимах; пуска/останова, в процессе эксплуатации, а также при Проведении испытаний но специальным программам (например, плотность стопорных, регулирующих, обратных и предохранительных клапанов, время закрытия стопорных клапанов) [И] — см. приложение 1,

Такие mm зетели, как средние значения наработки на отказ и времени восстановления рассчитываются в соответствии с Г'рС)' ЙУ.002-Р" Надежность в технике".

15

3. ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ. АНАЛИЗ ДАННЫХ

За основу при обработке первичных данных принимаются средние из измеренных во время опытов значений после введения всех необходимых поправок. Для возможности последующего сравнения результатов испытания между собой они приводятся к одинаковым параметрам и условиям с помощью поправочных кривых завода-изготовителя или содержащихся в типовых характеристиках оборудования. Для определения энтальпий пара и последующего расчета внутренних КПД цилиндров используются I-S-диа-грамма и таблица свойств воды и водяного пара (см. приложение I).

Ниже в качестве примера показаны ход обработки первичных данных и анализ показателей, непосредственно влияющих на экономичность турбо уста но в ки и ее узлов.

3.1. Система парораспределения

Основными характеристиками системы принято называть зависимости давлений пара за регулирующими клапанами и в камере регулирующей ступени, а также подъема штоков сервомотора к клапанов и/или поворота кулачкового вала от расхода свежего пара (давления в контрольной ступени).

Для построения таких зависимостей значения давлений пересчитываются на номинальное начальное давление по формуле (1)

где PJJ    —~ номинальное давление свежего пара;

Р? , давления свежего пара и за клапаном или в камере регулирующей ступени в условиях 0пйт(кгс/см*Ь Расход свежего пара и давление в контрольной ступени в условиях опыта пересчитываются на номинальные начальные давление и температуру пара по формулам (2), (2а):

0^    '    'pfo    *uS~    »’    Ш

*0    ’    *    О

Р*    pfOff

Р“£нур ** К"нтР • pfe • \fjf~ ,    (2а)

16

где T°rt, Т** —г температура свежего пара опытная и номинальная, °К;

u, GJJ* — соответственно расход свежего пара в условиях опыта и при номинальных параметрах. Анализ полученных зависимостей проводится по следующим показателям:

значение суммарной потери давления на трассе Стопорный клапан — полностью открытый регулирующий клапан (обычно не превышает 3-5%);

соответствие очередности открытия регулирующих клапанов заводской диаграмме пхн данным испытаний однотипных турбин. При анализе эффективности системы парораспределения следует иметь в виду, что более пологое протекание линии давления за каким-либо клапаном при последующем испытании может быть вызнано износом сопл соогветствующего сегмента, а более крутое — уменьшением их сечения, например, вследствие завальцовки, Давление за закрытым клапаном не должно отличаться оглавлении в камере ршулнрующей ступени;

зависимость подъема штока сервомотора (поворота кулачковом вала) должна протекать плавно, без изломов я площадок. Наличие последних спидото.хьегвует о нарушении формы статической характеристики.

3.2, Состояние проточной части

3.2,1, Давления пара по ступеням

Сравнение зависимостей давления пара по (тгуптш турбины от давления н контрол*а:ой ступени (расхода етжыо дара) при последующих испытаниях позволяет судить о'иастмтсг&е проходных сечений или об их изменении вследствие солммт шноса или повреждений. Данные зависимости анализируются н основном по опытам с отключенной системой регенерации для иеглвтния возможного влияния несоответствия расходов свежего дара и питательной воды, а также меняющихся во времени характеристик регенеративных подогревателей. Сравниваемые /.Лкмшт должны бытьпрнведоны к номинальной температуре сгл;жеГодара, а давления но ступеням после нромиерегрева при пали чяи глг/э&ого —

17

к номинальной температуре пара после промперегрева по формулам (3), (4):

(3)

(при поддержании температур, близких к номинальным, этими поправками можно пренебречь).

3.2.2, Внутренний относительный КПД цилиндров

Значения внутренних КПД цилиндров, работающих в зоне перегретого пара, рассчитываются общеизвестными методами (1, 2) по результатам опытов с включенной и отключенной системой регенерации, часть которых проводится при полном открытии всех или нескольких регулирующих клапанов.

Как показала практика, на значение внутреннего КПД цилиндра турбины влияют в основном следующие факторы: состояние системы парораспределения (протекание зависимостей давления за клапанами, потеря при их полном открытии, значения перекрыт), давления по проточной части, состояние лопаточного аппарата, протечки через надбандажныо и диафрагменные уплотнения и ратьемы цилиндров, обойм и диафрагм. Однако, если влияние двух первых факторов может быть, хотя бы приблизительно, оценено с помощью /-.$'-ляагр<аммы и расчетных данных завода, то способы непосредственного контроля внутрицилиндровых протечек, к сожалению, отсутствуют и об изменении их значений (например, об увеличении) приходится судить лишь по сравнению результатов косвенных измерений, в частности, температуры за контролируемым отсеком при последовательных испытаниях. Так, температура пара, протекающего через внутренние уплотнения, как правило, существенно выше, чем основного потока пара и поэтому притек же условиях с ростом зазоров в уплотнениях в период эксплуатации температуря (энтальпия) пара на выходе из цилиндра будет превышать исходную на все большую величину и, следовательно, внутренний КОД цилиндра будет падать. Кроме того, следует учитывать то обстоятельство, ч то при включенной регенерации часть высокотемпературных протечек через

18

внутри цили идройые уплотнения сбрасывается в соответствующие регенеративные подогреватели и поэтому температура пара после цилиндра будят понижаться и, следовательно, внутренний КПД последнего всегда превышает аналогичные значения по опытам с отключенной репарацией. Благодаря этому по величине расхождения внутренних КПД полученных по опытам с включенной и отключенной ре/енерацией, во времени, можно также судить о "плотности* или сохранности уплотнений рассматриваемого цилиндра турбины,

3.3, Регенеративные и сетевые подогреватели

Эффективность системы регенера ции характеризуется в конечном счете величинами подогрева питательной воды и конденсата » каждом иодо/ревателе, показываемыми на графиках и функ-, ции расхода свежего пара или давления в контрольной ступени. При понижении температуры после подогревателя ко сравнению с предыдущим испытанием следует прежде всего определить значение температурного напор а в нем {недогрева относительно температуры насыщения) и сравнить его с кор^гтивным или рас четным. Причинами роста температурного напора могут быть следующие факторы:

высокий уровень конденсата греющего пара в корпусу размыв отверстий подпорных шайб между ходами воды; загрязнение поверхности трубок;

*злж>элушиваиие" корпусов подогревателей вследстки-е повышенных присосом воздуха и неудовлетворительной раС^/гы системы 1ЮЗАУХМУДВЛДНИЯ ит.д.

Если температурный напор не изменился и сгх/пн^гткуег норме, то следует сопоставить значения /явления в камер*? и у подогревателя, т.е, о/греддлить гидравлическое сопротивле^ше дарояро-вода отбора. Причиной роста потери » паропроводе ur/же? явиться, например, повышенное дросселирование в запорном органе или обратном клагшне.

При выяснении причин иедогрева воды за поуу>гр**^елеМ| снабженным обводной линией, следует убедиться в длотаости последней. Это особенно важно при анализе гур(\,ъкгкгж>гт ПВД которые снабжены автоматическим групповым обводов с (быстро-

19

действующим клапаном, плотность которого часто бывает наруг шена.

Сетевые подогреватели в составе современных турбоустановок со ступенчатым подогревом воды стали практически неотъемлемой частью турбины, оказывая существенное влияние на ее экономические показатели. При анализе их эффективности применяются те же критерии и приемы, что и для регенеративных подогревателей, однако, учитывая многообразие режимов сетевых подогревателей (разрежение в паровом пространстве, более низкое качество воды по отношению к конденсирующемуся пару и т,д.), особое внимание следует уделять воздушной плотности и чистоте внутренних поверхностей трубного пучка.

ЗА Конденсационная установка

Основным показателем, характеризующим эффективность конденсатора при заданных паровой нагрузке (расходе отработавшего пара), расходе охлаждающей воды и ее температуре на входе, является значение вакуума (давления отработавшего пара), фактические значения которого сравниваются с результатами предыдущих испытаний и нормативами.

При ухудшении вакуума необходимо провести тщательную проверку состояния конденсационной установки, что сводится в основном к анализу значений отдельных компонентов, определяющих температуру насыщения, соответствующую фактическому вакууму по формуле (5)

Т, ~ Т1 + ЛТ + «т;    (5)

где Т! и ЛТ — температура охлаждающей воды на входе и ее нагрев в конденсаторе;

8Г — температурный напор конденсатора, определяемый как разность температур насыщения и охлажда ющей воды на выходе.

Температура охлаждающей воды перед конденсатором при Прямоточной системе водоснабжения является так называемым внешним фактором, который определяется в основном лишь гидрологическими и mrteo дологическими условиями, а при оборотной системе существенно зашеиттакже и от эффективности водо-

20

охлажАд1б«й:^установок, в частности, градирен (в последнем случае следует j&fjm проверить охлаждающую способность такой установки к ее с/х/гяетствие проектным данным) *

Другим компонентом, влияющим на вакуум, является, как видно из формулы ($), нагрев охлаждающей воды, который при заданной паровой нагрузке зависит от ее расхода- Увеличение нагрева воды овидот^льстяует о недостаточном ее расходе, причинами чего могут быть повышенное гидравлическое сопротивление вследствие загрязнения трубок и (или) трубныхдосок посторонними предметами, илистыми и минеральными отложениями, ракушками и т,д,, а также снижение по какой-либо причине подачи циркуляционных насосов, неполное открытие арматуры на трубопроводах, умен мнение сифонного эффекта.

Следуст отмстить, что одной из причин ухудшения теплообмена в конденсаторе может быть образование тонкого слоя минеральных или органических отложений на внутренней поверхности трубок, который не вызовет заметного роста гидравлического сопротивлении и поэтому не может быть выявлен но удлинению последнего, О влиянии этого фактора можно судить лишь с помощью анализа основного, интегрального показателя состояния нова рхнооти отллждения — температурного напора (третьего слагаемого формулы (5).

Темн/флгурный напор конденсатора иро/улаяАяетсобой так же, как и общий коэффициент теплопередачи, наиболее полный и универсальный критерий эффективности теп//>пе^>еддчиот</гра-бота много пара к охлаждающей воде. При отои следует учесть, что в отличие от коэффициента теплопередачи, который зиожот быть получен нугс-М непосредственных измерений, а лишь с помошдю весьма трудоемких расчетов, температурный напор определяется достато?нго просто и поэтому широко используется ка практика

На значение температурного напора влияют практически все основные факторы, характеризующие условия гжсплуатации и состояние отдельных элементов коггденсациоинойусгаиовки; паровая нагругга, температура и расход охлаждающей доддх, «очдуш-пая плотнеть вакуумной системы, состояние поеерхно^тктрубоку количеств заглушенных трубок, эффективность работы коздухо-удаляющий устройств. Для выяснения причин роста цого напора при заданных расходе охлаждающей ьоды, ее темп^

УДК621.311 .

МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ

ПАРОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК ДО И ПОСЛЕ РЕМОНТА- РД34.20.581-96

И В ПЕРИОД МЕЖДУ РЕМОНТАМИ

Вводится в действие c0L0t.98r.

ОБЩАЯ ЧАСТЬ

Методика устанавливает порядок оценки технического состояния турбоагрегата и его элементов путем сравнения фактических показателей назначения, надежности и экономичности сданными

ИТА

Методика распространяется на паротурбинные установки электросталей и является обязательной для организаций и предприятий, занимающихся эксплуатацией и ремонтом оборудования.

Методика разработана на основе действующих ГОСТ и ОСТ, рводмеитирующих качество оборудования, ПТЭ, ПТБ, Правил организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей, инструкций и методических разработок по организации и проведению испытаний.

Оценка технического состояния оборудования проводится в

следующих случаях:

после нштажа и сдачи в эксплуатацию;

до и после капитального ремонта;

после модернизации, реконструкции или ремонтно-восстано-витвльных работ;

поели иарушений нормальных режимов эксплуатации, могущих привести к снижению надежности и экономичности работы оборудования;

регулярно втечение межремонтного периода;

при ухудшении характеристик оборудования, выявленном с помощью1 приборов эксплуатационного контроля.

Эксплуатационные, или экспресс-испытания проводятся цехами или грунадмн наладки теплотехнического оборудования, со-

21

ратуре на входе и паровой нагрузке конденсатора анализируется каждый из перечисленных факторов и показателей:

воздушная плотность вакуумной системы (с помощью измерения количества воздуха, отсасываемого из конденсатора);

состояние поверхностей трубок, наличие видимого заноса {по величине гидравлического сопротивления, визуально, вырезкой образцов);

сокращение суммарной поверхности охлаждения {по количеству заглушенных трубок);

эффективность воздухоудаляющего устройства {путем определения его фактических характеристик).

Подытоживаясказанное, можно заметить, что для проведения анализа эффективности регенеративных и сетевых подогревателей и конденсационной установки практически не требуется организации каких-либо серьезных измерений сверх штатных, а необходимо лишь обеспечить достаточную точность последних путем их периодической калибровки.

3.6. Турбоагрегат

Основным критерием,используемым при анализе изменения экономичности, является, как указывалось выше, сравнение графических зависимостей электрической мощности от давления в контрольной ступени, полученных по результатам испытании турбоагрегата на конденсационном режиме при отключенной системе регенерации. Для построения таких зависимостей опытные значения электрической мощности приводятся к постоянным параметрам пара, принятым й качестве номинальных, и вакууму в конденсаторе с помощью заводских поправочных кривых либо поправок, содержащихся в типовых энергетических характеристиках оборудования,

. Большое значение д ля анализа экономичности и нагрузочных возможностей турбоагрегата имеет определение его максимальной мощности при проектной тепловой схеме, В качестве основного критерия, ограничивающего перегрузку турбхшы яо.паруи, следовательно, определяющего значение максимальной электрической мощности, используется, как правило, значение давления в камере рехулирующей ступени, указываемое щшструкции по экс-

4

отамгспьующшилабораториями AO-энерго и цехами электростанций, либо социализированными предприятиями. Результаты испытаний анализируются исполнителями совместно с руководящим эксплуатационным и ремонтным персоналом. По результатам испытаний лабТСИ оценка технического состояния оборудования и разрабатываются организационно-технические мероприятия по ликвидации выявленных недостатков, которые утверждаются главным инженером электростанции.

Испытания но проверке показателей назначения и экономичности оборудования, качества работы автоматического регулирования и вибросостояния проводятся в соответствии со специальными инструкциями и методическими указаниями (приложение 1).

Результаты испытаний и проверок заносятся в ведомость показателей такиического состояния оборудования (приложение 2).

ttaAOMMWM «таблицы первичных результатов измерений вместе сектами, содержащими оценку состояния оборудования, хранятся в тн# пическом архиве электростанции.

Проварка ряда параметров надежности, определяемых на основе анализа работы оборудования в течение длительного периода времени (средняя наработка на отказ, среднее время восстановлении), производится в соответствии с ГОСТ 27.002-83 "Надежность ртехииюЛ

С инодом в действие настоящей Методики отменяется "Методика оциик« технического состояния энергетического оборудования дм и после ремонта и в период между ремонтами; МТ:М«УСМШW (М.; СПОСоюзтехэнерго, 1988).

1, I WP£4F.Hb КОНТРОЛИРУЕМЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

технического состояния турбоустановки

И Ш: УЗЛОВ 1,1. Турбоагрегат

ft 4. Покпштели назначения Ы>Ыг Максимальная и номинальная мощности при проест. НОЙ тепловой схеме и номинальных параметрах и условиях,

1, J, 1,2, Номинальные паровые (тепловые) нагрузки и па раме-Трм регу лируемых отборов дара,

5

1.1Л .3. Диапазон регулирования давления в регулируемых отборах.

1.1,1.4. Параметры системы регулирования: степень неравномерности регулирования частоты вращения при номинальных параметрах пара;

степень неравномерности по давлению в регулируемых отборах (противодавлению);

степень нечувствительности по частоте вращения; степень нечувствительности по давлению в регулируемых отборах (противодавлению).

/. /.2. Показатели экономичности

1,1,2Л. Электрическая мощность на конденсационном режиме с отключенной системой регенерации при давлениях в контрольной ступени, равных максимальному, а также 80, бб, 40 и 25% отнего (см, разд. 2),

IЛ .2.2. Внутренний относительный КПД цилиндров, работающих в зоне перегретого пара.

1.1.2.3.    Давления пара за каждым из регулирующих клапанов и в камере регулирующей ступени.

1.1.2.4.    Давления пара в камерах отборов (в том числе, в камере ■ контрольной ступени).

/. 1.3. Показатели надежности 1Л ,3Л. Вибрация подшипников — вертикальная, поперечная, осевая.

1Л. 3.2, Относительные перемещения элементов ротора и статора,

1Л ,3,3. Бой ротора.

t, I,3.4, Параметры, характеризующие плотность стопорных в регулирующих клапанов в режиме холостого хода ~ установившаяся частота вращения ротора после закрытия следующих паровпускных органов;

стопорных клапанов; регулирующих клапанов;

одновременно стопорных и регулирующих клапанов, f Л Д 5. Время закрытия стопорных клапанов.

1Л ,3.6. Параметры, характеризующие плотность обратных и предохранительных клапанов:

6

npfcpoct    турбоагрегата    при закрытии обратных кла

панов (для турб## с поперечными связями), кВт;

прирост Чъ£?Ф(пы вращения на холостом ходу при закрытий обратных клаШФ/е, 1/с,

* давление в КяРЩ* отбора при срабатывании предохранительных клапанов, мс/км*.

1.1.3.7.    температура    баббита    вкладышей опор

ных ПОДШИПНИКОВ'

1.1.3.8.    колодок упорного    подшип

ника.

1.1.3.9.    масла в системе смазки на уровне оси турби

ны.

1.1.3.10.    Тш&б&зтура масла до и после маслоохладителя.

1.1.3.11.    €-р*&#я% наработка на отказ.

1.1.3.12.    £p$j№&k время^восстановления.

1Д. Конденсационная установка

1.2.1.    BaK/y^w ж конденсаторе при максимально возможном в эксплуатационных условиях расходе охлаждающей воды.

1.2.2.    ТёШ#р*Г/'р****й напор.

1.2.3.

1.2.4.    Нагр^о/у-а^Аающей воды.

1.2.5.    Колич^-Tibo щнкосов воздуха,

1.2.0.    конденсата после конденсатора,

.1,2.7. Содёр>*уь"#е кислорода в конденсате после конденсатных насосов,

1Л. Система регенерации

1.3.1. Тпитательной воды и основного конденсата за каждым U<*д/У ъъ&агелем при номинальной нагрузке.

1.3.2,7*ём?^сийг/риый напор каждого подогревателя,

1.3.3.    pAAtff'CFbтемператур питательной воды за трубным пучком последи^*/; г    после выходного клапана автоматического

обвода.

1.3.4.    сопротивление групп ПВД и ГИ (Д,

1.3.5.    деления в трубопроводах отбора пара на подо

греватели.

7

1.4. Подогреватели сетевой воды

1.4.1.    Температура воды за каждым подогревателем при номи нальной тепловой нагрузке.

1.4.2.    Температурный напор каждого подогревателя.

1.4.3.    Потеря давления в трубопроводах отбора пара на подо греватели.

1.5. Основное насосное оборудование (питательные и конденсатные насосы)

1.5.1.    Напор, развиваемый при номинальной/максимальной подаче.

1.5.2.    Подача при номинальном/максимальном напоре.

1.5.3.    Мощность, потребляемая при номинальной/максимальной подаче.

1.5.4.    Расход пара на приводную турбину ПТН при номиналь-ной/максимальной подаче.

1,5,5> Вибрация и нагрев подшипников.

Примечания: 1, Пункты 1.2.1; 1.3.1; 1.4.1; 1.5Л; 1,5.2 — показатели назначения. 2. Пункты 1.2.2-1.2.5; 1.3.2-1.3.5; 1.4.2; 1.4.3; 1.5.3;

1.5.4    — показатели экономичности. 3. Пункты 1.2.6; 1.2.7;

1.5.5    — показатели надежности.

2, СПОСОБЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЕХНИЧЕСКОГОСОСТ ОЯНИЯ

2.1* Показатели экономичности

Показатели экономичности собственно турбины и технического состояния вспомогательных систем (конденсационной установки, систем регенерации и подогрева сетевой воды, основного насосного оборудования) определяются путем проведения экспресс-испытаний. Целью последних является не только оценка качества капитального ремопта /ре к о и етрукцяи, но и регулярный контроль в течение межремонтного периода для своевременного принятия необходимых мер при ухудшении экономических показателей. Л ак, Я частност и, анализ результатов испытаний позволит обоснованно судить о том, следует ли остановить турбину (или, если

8

&to tWMOtfHO* отключить отдельные элементы установки) для ревизия И устранения дефектов или оставить их в работе до бли-MAfiuwt'OMчитального ремонта. При принятии решения сопос-ташаи&НШ возможные,затраты на останов, проведение восстановителем* работ, недоотпуск электро/теплоэнергии и т.д* с потерями/ обусловленными эксплуатацией оборудования с пониженно# ЭКОНОМИЧНОСТЬЮ.

Ь    основного    критерия    изменения    общей экономич

ности турФмфйгата вместо весьма трудоемких в определении значений удильных расходов тепла/пара принимается изменение электрической мощности, достаточно точное измерение которой не йредсо*большого труда. При этом для анализа изменения cpanfMMWCH построенные по результатам испытаний графические здввсимосш мощности не от расхода свежего пара на конденсационном режиме, как это обычно практиковалось, а от давления п тя* M4WI&M0й контрольной ступени турбины при отключенной сисгнмн регенерации (это позволяет исключить влияние возможных огКАОН*ЩИЙ режимных условий и показателей регенеративных    на Расположенно и характер указанных зави-

сим«чий И/ следовательно, дает возможность провести корректный вмяли* грявнимяемых результатов последовательных испытаний), Учишячя? однозначную линейную зависимость давления в кон-ТроАЬмоИОтунени от расхода свежего пара, а также возможность ttyHiWtiVHfi/WTWQHHO точного его измерения, такой прием позволяет irtfyvm'ься от организации трудоемкого намерения расхода свежего iwptf с достаточной точностью без увеличения погрешности котщного результата (следует заметить, что при тщательной 1фМ»однний испытаний с помощью одних и тех же измерительных itpHfiutnW И соблюдении требований инструкций по проведению эксйр^^НЫТаннй представительность полученных результатов будет ДЩ mrmm высока и может достигать уровня среднеквадратичной рогремшоеги около 0,4-0,5%).

УчйТрдаЩ вышеизложенное, правильность выбора контрольно# Ггуцнцц приобретает решающее значение для надежной оценки ПОЛУНИНЫ* результатов. Обычно в качестве контрольной вы* РТУрень в зоне низких давлений, так как, во-первых, из-за tfWfV'UWM Заноса проточной частив этой зоне и относительно боль-1Н.И * .здяорои проходные сечения этих ступеней достаточно стабиль-9

ны во времени, а, во-вторых, при фихсагщк такого уровня давлений можно обеспечить большую точность измерения. При проведении испытаний обычно измеряются давления практически во всех камерах регенеративных отборов, а окончательный выбор контрольной ступени осуществляется лишь после тщательного анализа графических зависимостей давлении в остальных ступе- ■ нях от давления в ступенях, которые предполагается использовать 9 качестве контрольных {такие зависимости в соответствии с формулой Флюгеля практически прямолинейны и направлены в начало координат). В табл. ! представлены ступени проточной части турбин основных типов, которые обычно используются в качестве контрольных.

Таблица J

Тип турбины

Камера отбора, иотопьтуеиая в качестве (^игральной ступени, на

К-160-130

ПНДМ5

К-200-130

ПНД&З

К-300-240 ЛМЗ

ПНДЖЗ

К-300-240 ХТЗ

шщт

Т-КХМЗО

тщт

ПТ-60-130

ПИДЗЙЗ

При анализе графического материала рекомендуется принимать во внимание следующие обстоятельства:

совпадение зависимостей при последовательных испытаниях свидетельствует об отсутствия существенных изменений проходных сечений проточной части;

в том случае, если ли нии располагаются более круто по отношению к полученный при предыдущих испытаниях, это свидетельствует о солевом заносе, либо о местной повреждении соплового аппарата;

более пологое протекание линий указывает на увеличение зазоров (исключая, конечно, ва риа нт сравнения результатов до и после промывки).

Таким образом, об изменении общей зг/эномичноститурбоагрегата можно судить по результатам сравнения зависимостей эле-

10

ктрИческой мощности от давления в контрольной ступени, полученных в результате последовательно проведенных экспресс-испытаний.

£/»/. Условия, обеспечивающие надежность результатов испытаний и их сопоставимость

Как упоминалось выше, для обеспечения максимальной надежности и точности результатов, а, следовательно, и правильности выводов, при проведении последовательных испытаний необходимо выполнить ряд условий, основные из которых следующие;

2.1Л. 1. Идентичность тепловой схемы и режимных факторов. Во время каждого испытания должны быть наАежно отключены все отборы пара от турбины на собственные нужды и на деаэратор, закрыты дренажные и продувочные линии, трубопроводы связи с другими установками, трубопроводы подпитки, впрыск охлаждающей воды а мромперегрев и т.д.

Гфи проведении опытов с включенной регенерацией следует соблюдать равенство расходов свежего пара и питательной коды через трубимо пучки ГШД. Большое внимание при проведеииионы-топ следует уделять поддержанию минимальных отклонений параметров нерв от номинальных и средних значений за опыт. Для повышении т< «шести конечных результатов следует строго соблюдать требования к минимальной длительности каждого опыта (приблизительно ИМО мин стабильного режима) с целью уменьшения расхождении значений случайных ошибок в последовательных испытании**

% 1,1,2, Идентичность схемы измерений и применяемых приборов, Схема измерений при испытаниях должна проектироваться таким образом, чтобы параметры пара и воды измерялисьводних и тех же точках с помощью одинаковых приборов, птщттых до и после ка ждого испытания,

В гостюю типового перечня точек измерений, применяемых При испытании, находятся следующие;

давлению нар до и после стопорных клапанов, за регулирующими клапанами, в камерах регулирующей ступени,отборов и пород соответствующими подогревателями, за цилиндрами, отработавший пар;