Метод за изпитване на турбини и стенд за неговото изпълнение. Термични изпитвания на парни турбини на турбинно оборудване Правила за изпитване на напорни парни турбини за кораби

РД 153-34.1-30.311-96

УСЛУГА ЗА НАЙ-ДОБРО ИЗПИТВАНЕ НА ORGRES

Москва 2001г

Ключови думи:парна турбина, експресни тестове, измервания на параметри, опит, тестова програма, идентичност на схемите и работни условия, оценка на промените в общата ефективност.

1 ОБЩА ЧАСТ

Настоящите насоки са изготвени въз основа на обобщение на материалите на OJSC "Фирма ОРГРЕС", както и опита на други организации за въвеждане в експлоатация и персонал на редица електроцентрали.

Инструкциите за провеждане на експресни тестове (EI) на шест вида турбини, издадени преди повече от 20 години, вече са доста остарели и процесът на обработка на резултатите в тях често е ненужно сложен. Освен това, от гледна точка на натрупания оттогава опит, самите тестови програми могат да бъдат значително намалени и унифицирани, без да се нарушава надеждността и пълнотата на получените резултати, което е особено важно, ако вземем предвид оперативните проблеми, които го правят трудни за провеждане на висококачествени и навременни тестове.

По този начин уместността на тази работа се дължи на необходимостта да се сведе до минимум сложността на тестовете и обработката на експериментални данни, като се запази представителността и точността на крайните резултати (Приложение А).

2 ЦЕЛ НА EI

Извършват се бързи тестове на турбините, за да се осигури компетентна и икономична работа, за да се получат данните, необходими за оценка на следните фактори:

Текущи промени в общата ефективност;

Състояние на отделните елементи и навременно откриване на дефекти;

Качество на ремонт (реконструкция) на турбина или нейни елементи.

Анализът на резултатите от EI ще позволи разумно да се прецени дали турбината трябва да бъде спряна (или, ако е възможно, да се изключат отделни елементи на инсталацията) за ревизия и отстраняване на дефекти, или оставена в експлоатация до следващия ремонт . При вземане на решение възможните разходи за спиране, възстановителни работи, недостатъчно снабдяване с електрическа (топлинна) енергия и други се сравняват със загубите поради работата на оборудване с намалена ефективност.

Експресните тестове се извършват от персонала на цеховете (групите) за настройка в съответствие с програмата, одобрена от техническия ръководител на електроцентралата.

Честотата на EI между ремонтите не е строго регламентирана и до голяма степен зависи от състоянието на турбинния агрегат, неговото време на работа, нивото на работа, качеството на операциите по пускане и спиране и други обстоятелства (например извънредно изпитване трябва да се извърши след неуспешен старт в нарушение на инструкциите, аварийно намаляване на параметрите на парата и др.). Въпреки това, средно такива тестове се препоръчват на всеки три до четири месеца.

3 ОСНОВНИ ПРИНЦИПА, БАЗАНИ НА EI

С оглед на факта, че EI се основава на принципа на сравнителна оценка на променящите се показатели за ефективност на оборудването, за решаване на проблемите, дадени в раздел 2 от тези насоки, не трябва да се извършват обемисти и скъпи т.нар. балансови тестове на турбина инсталация с високо прецизно измерване на множество потоци на пара и вода и последващо изчисляване на абсолютните показатели за ефективност - специфичната консумация на топлина (пара). Следователно, като основен критерий за промяна на общата ефективност на турбинния агрегат, вместо много трудоемко при определяне на специфичната консумация на топлина (пара), се взема електрическа мощност, чието достатъчно точно измерване не е трудно. В същото време зависимостите на тази мощност се сравняват не от консумацията на прясна пара в кондензационен режим, както обикновено се практикува, а от налягането в етапа на управление на турбината при изключена система за регенерация (това го прави е възможно да се изключи влиянието на режимите и производителността на регенеративните нагреватели върху местоположението и естеството на потока на посочената зависимост и следователно прави възможно извършването на правилен анализ на сравнените резултати от последващи EI). Ако вземем предвид недвусмислената линейна зависимост на налягането в етапа на управление от дебита на жива пара, както и възможността за неговото достатъчно точно определяне, тази техника ни позволява да се откажем от организацията на трудоемко измерване на дебита на жива пара с висока точност, без да се увеличава грешката на крайния резултат (трябва да се отбележи, че при внимателно тестване със същите измервателни уреди и спазване на изискванията на тези Насоки, надеждността и точността на получените резултати ще бъдат достатъчно високи и може дори да надвиши точността на "балансовите" тестове, достигайки ниво на квадратна грешка от порядъка на ± 0,4%).

По този начин ще може да се прецени промяната в общата ефективност на турбинния агрегат чрез сравняване на зависимостите на електрическата мощност от налягането в етапа на управление, получено в резултат на последователно проведено EI.

Що се отнася до анализа на състоянието на отделните елементи на турбинния агрегат, основните му критерии са, както следва:

- за самата турбина:вътрешна относителна ефективност на цилиндрите, работещи в зоната на прегрята пара; схема за разпределение на парата; натиск върху стъпалата;

- за кондензатор:вакуум и температурен напор при едни и същи гранични условия (скорост на потока и температура на циркулиращата вода на входа, дебит на отработената пара); преохлаждане на кондензат; загряване на циркулираща вода; хидравлично съпротивление;

- за регенеративни и мрежови нагреватели:температура на изхода на загрята вода, температурен напор, загуба на налягане в тръбопровода за извличане на пара, преохлаждане на кондензата от пара от нагряване.

4 УСЛОВИЯ, ГАРАНТИРАЩИ НАДЕЖДНОСТ НА РЕЗУЛТАТИТЕ НА EI И ТЕХНАТА СРАВНИТЕЛНОСТ

Както е посочено в раздела 3 , за да се осигури максимална надеждност и точност на резултатите, а оттам и коректност на заключенията при последователни тестове, е необходимо да се изпълнят редица условия, основните от които са следните.

4.1 Идентичност на термичната верига и работни фактори

По време на всяко изпитване всички извличания на пара от турбината за спомагателни нужди и деаератора трябва да бъдат надеждно изключени, трябва да бъдат затворени линии за отводняване и продухване, тръбопроводи за комуникация с други инсталации, тръбопроводи за подхранване, впръскване на охлаждаща вода при повторно нагряване и др. .

При провеждане на експерименти с включената регенерация е необходимо да се спазва еднаквостта на дебитите на жива пара и захранваща вода през тръбните снопове LDPE. При провеждане на експерименти трябва да се обърне голямо внимание на поддържането на минималните отклонения на параметрите на парата от номиналните и средните стойности за експеримента (вж. 6.1 ). За да се подобри точността на крайните резултати, трябва стриктно да се спазват изискванията за минимална продължителност на всеки експеримент (40 минути стабилен режим - вижте раздел 6.2 ) и еднаква продължителност на всеки режим в следващите тестове, за да се намали несъответствието в стойностите на случайните грешки.

4.2 Идентичност на схемата за измерване и използваните инструменти

Схемата за измерване на EI трябва да бъде проектирана по такъв начин, че параметрите на парата и водата да се измерват на едни и същи места с помощта на едни и същи инструменти, проверени преди и след всяко изпитване.

Списъкът с типове съдържа следните измервателни точки, използвани за тестване:

- налягане:пара преди и след спирателния вентил, след управляващите клапани, в камерите на етапа на управление, извличанията и преди съответните нагреватели, след цилиндрите за високо и средно налягане, преди цилиндъра за средно налягане (последните три са основно за турбини за повторно нагряване ), пара преди ограничителните разходомери, отработена пара;

- температура:пара пред спирателния клапан, зад бутилките за високо и средно налягане, пред цилиндъра за средно налягане (последните три са предимно за претоплящи турбини), в камерата и паропроводите на производствения извличане; основен кондензат и захранваща вода преди и след всеки нагревател и зад байпасните линии; циркулираща вода преди и след кондензатора; мрежова вода преди и след нагревателите; нагревателна пара кондензат на всички нагреватели (желателно);

- електрическа силана клемите на генератора;

- разходи:прясна пара и захранваща вода, избор на пара за производство, основен кондензат на мрежовата вода;

- механични количества:позицията на прътите на серводвигателя и управляващите клапани, ъгълът на въртене на разпределителния вал.

Приложни устройства:

Средно наляганеизмерено с помощта на манометри MTI клас 0,5; Желателно е вакуумът в кондензатора да се измерва с живачни вакуумметри или манометри за абсолютно налягане в комплект със записващи устройства като KSU или цифрови устройства. Като се вземат предвид спецификите на EI (вж 3 ), трябва да се обърне специално внимание на най-надеждното измерване на налягането в етапите на управление на турбината (тъй като последните се избират, като правило, в зоната на ниски налягания, които не надвишават 3-4 kgf / cm 2, когато при избор и инсталиране на манометър или мановакуум, е необходимо да се осигурят минималните стойности на корекции според протоколите за проверка и височината на свързване, а още по-добре да се намали последната до нула). Атмосферното налягане се измерва с помощта на живачен барометър или анероид.

Средна температурасе измерва основно с термодвойки ХК (ХА) в комплект с KSP (PP) потенциометри или термометри за съпротивление с KSM мостове. Често е за предпочитане да се измерва температурата на циркулиращата и мрежовата вода с помощта на лабораторни живачни термометри с деление на скалата от 0,1 °C.

Трябва да се отбележи, че броят на независимите измервания на налягането и температурата на парата преди и след цилиндрите, работещи в зоната на прегрята пара, трябва да осигури надеждно определяне на тяхната вътрешна ефективност (например за турбината K-300-240 е необходимо е да има поне две точки за измерване на температурата и налягането на жива пара и пара пред HPC, както и две точки за измерване на налягането и четири за температурата на пара след HPC и HPC).

Електрическа енергияизмерва се с помощта на специално сглобена верига от два вата от клас 0,5 (0,2), свързани паралелно с електромерите.

Консумация на пара и водаизмерено със стандартни разходомери, проверени преди и след EI. Точността на такива измервания е напълно достатъчна, тъй като дебитът при EI е необходим само за спомагателни цели (например, за да се сведат до минимум несъответствията в дебита на жива пара и захранваща вода, да се определи топлинното натоварване на нагревателите и др. ).

5 ПРОГРАМА EI

Тъй като основно влияние върху промяната в ефективността на турбинния агрегат оказва състоянието на потока на турбината, е необходимо да се предвиди провеждането на експерименти в режим на кондензация с напълно изключена система за регенерация като основна секция на програмата, която изключва влиянието на отделни елементи на топлинната верига и работните условия върху нивото на ефективност и следователно дава възможност да се идентифицира влиянието само на самата турбина. Всъщност, при наличието на всеки от последователно проведените тестове с напълно включена регенерация, различни по стойност несъответствия между дебитите на жива пара и захранваща вода и (или) по някаква причина показателите за ефективност на отделните регенеративни нагреватели, няма да има възможност за правилно сравнение на резултатите от изпитването помежду си и недвусмислено определяне на промяната в мощността, дължаща се само на състоянието на пътя на потока (износване на уплътненията, плъзгане, повреда и др.) и кондензатора.

По този начин, първата серия на EIтурбините от всякакъв тип включват 5-6 експеримента в кондензационен режим с изключена система за регенерация (HPH, деаератор и последните два LPH) в диапазона на електрически натоварвания от 25% от номиналното до максимално разрешеното от инструкциите за експлоатация.

Втора серия от EIсъщо се състои от 5 - 6 експеримента в режим на кондензация в подобен диапазон на натоварване, но с проектна термична схема. Целта на тази серия е да сравни стойностите на електрическата мощност (включително постигнатата максимална) в последователни EI с анализ на промените в показателите на регенеративни нагреватели и кондензатор.

Третата серия на EIсе извършва само за турбини с контролирано извличане на пара. Целта на експериментите е да се сравнят характеристиките на турбинния агрегат и неговите елементи при дебит на жива пара, надвишаващ максимално допустимия за кондензационни режими, както и да се определят показателите за ефективност на мрежовите нагреватели за проектната топлинна схема. Серията се състои от 3 експеримента и включва приблизително следните режими:

Турбини с променлива екстракция за централно отопление

Провеждат се 3 експеримента при максимален, 90% и 80% дебит на жива пара с минимално отваряне на въртящите се LPH диафрагми (за турбини с два T-изхода, например T-100-130, и двата мрежови нагревателя са включени и евентуално вградени кондензаторни пакети).

Турбини с регулиран добив за отопление и производство

Провеждат се 3 експеримента при максимален, 90% и 80% дебит на жива пара с включени регулирани отвеждания и минимално отваряне на ротационните LPH диафрагми (както в предишния случай, за турбини с два T-изхода за извличане, и двата мрежовите нагреватели са включени и евентуално вградени кондензаторни греди). В този случай стойностите на избора на производство се избират, като се вземе предвид пропускателната способност на ЦДЦК.

6 РЕД И УСЛОВИЯ НА ИЗПИТВАНЕ

6.1 Стабилност на режима

Надеждността и точността на получените резултати зависят от стабилността на режима във всеки експеримент. За осигуряване на стабилност се препоръчват следните основни условия:

Всеки експеримент се провежда с постоянно положение на органите за разпределение на парата, което се осигурява чрез поставяне на последните върху ограничител на мощността или специален ограничител. В някои случаи, в зависимост от конкретните условия на работа на системата за регулиране, стабилността на честотата на мрежата, вида на горивото и др., необходимостта от тези допълнителни мерки отпада;

В термичната верига не се извършва превключване (с изключение, разбира се, аварийно), което може да повлияе на стойностите на индикаторите и параметрите, записани по време на експеримента;

Регулаторът "за себе си" е изключен;

Не се допуска разлика в консумацията на жива пара и захранваща вода с повече от 10%;

Границите на допустимите отклонения на параметрите на парата не се нарушават (табл 1 ).

маса 1

6.2 Продължителност на теста и честота на записване на показанията

Нормалната продължителност на експеримента е около 40 минути от стационарния режим на турбинния агрегат.

Записванията в дневниците за наблюдение се извършват едновременно на всеки 5 минути, електрическа енергия - 2 минути. Честотата на фиксиране на показанията от автоматични устройства е 2 - 3 минути.

6.3 Контролиране на хода на експеримента

Гаранция за високото качество на изпитването е постоянното наблюдение на режима на турбинния агрегат и неговите елементи, както и надеждността на схемата за измерване.

Оперативен контрол от този вид се извършва по време на експеримента според показанията на устройствата, като се използват следните критерии, базирани на сравнение на основните параметри и показатели за ефективност на отделните елементи:

Минималната разлика в консумацията на жива пара и захранваща вода;

Постоянство на параметрите на жива пара;

Неизменността на степента на отваряне на входните органи за пара на турбината.

Важен критерий за напредъка на експеримента е и логическата връзка между тях и с нормативните или изчислени данни на следните параметри на цикъла:

Налягания на парата преди и след спирателните клапани и зад отворените управляващи клапани;

Налягане на парата зад затворени управляващи вентили и в камерата на стъпалото за управление;

Налягане на парата по линията на процеса на разширение;

Налягане на парата в екстракционните камери и пред съответните нагреватели;

Температури по протежение на потока на пара, кондензат, захранваща и мрежова вода (особено преди и след свързването на тръбопроводи, заобикалящи нагреватели през вода).

По време на теста неговият ръководител води дневник, в който времето на началото и края на всеки експеримент, неговите характеристики и основни характеристики, по-специално общите показатели на режима (мощност, разходи, състоянието на отделните елементи на веригата , се записват положението на клапана, барометричното налягане и др.).

7 ОБРАБОТКА НА РЕЗУЛТАТИТЕ И ТЕХНИЯ АНАЛИЗ

Като основа за оценка на състоянието на оборудването се вземат средните стойности на параметрите и стойностите, измерени по време на експериментите, след въвеждането на всички необходими корекции. За възможността за последващо сравнение на резултатите от изпитването помежду си, те се довеждат до същите параметри и номинални условия, като се използват корекционните криви на производителя или кривите, съдържащи се в типичните характеристики. За определяне на енталпията на парата и последващото изчисляване на вътрешната ефективност се използва аз-С- диаграма за водна пара и таблици [ 1 ].

7.1 Характеристики на системата за разпределение на пара

Обичайно е да се позовават на такива характеристики като зависимостите на наляганията на парата зад управляващите клапани и в камерата на етапа на управление, както и повдигането на сервомотора и клапанните пръти и (или) въртенето на разпределителния вал върху скоростта на потока на прясна пара (налягане в етапа на управление).

За да се изградят такива зависимости, стойностите на налягането се преизчисляват до номиналната първоначална стойност на налягането по формулата

където Р o - номинално налягане на жива пара;

Налягане на пара на живо и зад клапана или в камерата на етапа за управление при експериментални условия.

Консумация ( г) на жива пара при експериментални условия се преизчислява към номиналните първоначални параметри на парата по формулата

(2)

където то п и т o p - съответно температурата на жива пара при експериментални условия и номинална, K.

Посочените графични зависимости са показани на фигура 1.

За да анализирате кривите на фигурата 1 се използват следните индикатори:

Стойността на общата загуба на налягане (D Р) по трасето спирателен вентил - напълно отворен управляващ клапан (обикновено не надвишава 3 - 5%);

Съответствието на последователността на отваряне на управляващите клапани с фабричната диаграма или тестовите данни на същия тип турбини (при анализиране на правилната настройка на системата за разпределение на пара, трябва да се има предвид, че по-плавният поток на напорната линия зад всяка клапан по време на последващото изпитване може да бъде причинено от износване на дюзите на съответния сегмент, а по-стръмен - намаляване на тяхното напречно сечение, например поради търкаляне; налягането зад затворения клапан трябва да бъде равно на налягането в камерата на контролния етап);

Зависимостта на повдигането на пръта на сервомотора (въртене на разпределителния вал), протичаща плавно, без извивки и подложки (наличието на последните показва нарушение на формата на статичната характеристика).

1 - пред спирателния клапан; 2 - в камерата на регулиращия етап; 3 , 4 , 5 и 6 - 1-ви, 2-ри, 3-ти и 4-ти управляващи клапани

Фигура 1 - Характеристики на системата за разпределение на пара

7.2 Зависимости на наляганията на парата в етапите от налягането в етапа на управление

Тези зависимости, използвани за оценка на възможни промени в пътя на потока на турбината, се анализират основно въз основа на резултатите от експерименти с изключена регенерация. Тези зависимости могат да се сравняват и според резултатите от експериментите с включената регенерация, но тъй като в този случай експерименталните стойности трябва да се коригират, като се вземе предвид възможното несъответствие между дебитите на жива пара и захранващата вода и характеристиките на регенеративни нагреватели за всеки от тестовете, данните от експериментите от тази серия за анализ на състоянието на пътя на потока практически не се използват.

Сравнимите стойности на налягането за турбини с повторно нагряване трябва да се доведат до номиналната стойност на температурата на жива пара (етапи преди повторно нагряване) и пара след повторно нагряване (степени на LSP и LPC) по формулите:

(3)

(4)

(докато се поддържат температурни стойности близки до номиналните, тези корекции могат да бъдат пренебрегнати).

Изборът на етапа на контрол е от голямо значение за надеждността на оценката на резултатите от изпитването (вижте раздел 3 от тези Насоки). Като правило за контролен етап се избира етап в зоната на ниско налягане, тъй като, първо, поради липсата на отклонение на пътя на потока в тази зона и относително големи пропуски, участъците на потока на тези етапи са доста стабилни във времето и, второ, при фиксиране на наляганията в този етап по време на експериментите е възможно да се осигури по-голяма точност на отчитане на показанията на манометъра. По време на теста стойностите на налягането обикновено се записват в почти всички регенеративни камери за вземане на проби, а окончателният избор на контролния етап се извършва само след задълбочен анализ на графичните зависимости на налягането в останалите етапи от налягането в етапите, които се предполага, че се използват като контрол (такива зависимости, в съответствие с формулата на Flyugel, на практика са прави и насочени към началото).

На масата 2 показва етапите на пътя на потока на турбините от основните типове, които обикновено се използват като контрол.

таблица 2

Съвпадението на горните зависимости по време на последователни тестове показва липсата на значителни промени в участъка на потока на пътя на потока;

По-стръмното разположение на линиите в сравнение с тези, получени от предишните изпитвания, показва отклоняване на солта или локално увреждане на дюзовия апарат;

По-плоската линия показва увеличаване на пропуските (с изключение на опцията за сравняване на резултатите преди и след промиване).

7.3 Вътрешна (относителна) ефективност на цилиндрите, работещи в зоната на прегрята пара

Стойностите на вътрешната ефективност на цилиндрите се изчисляват по общоприети формули въз основа на резултатите от експерименти с включена и изключена система за регенерация, някои от които се извършват с пълно отваряне на всички или няколко групи контролни клапани [ 2 ], [9 ].

Както е показано в [ 9 ], стойността на вътрешната ефективност на турбинния цилиндър се влияе основно от следните фактори: характеристики на системата за разпределение на пара (налягане след управляващите клапани, загуби при пълно отваряне, стойности на припокриване); налягане по пътя на потока; състоянието на лопатката и течове през кожуха и уплътненията на диафрагмата и конекторите на диафрагмата и цилиндъра. Въпреки това, ако влиянието на първите два фактора върху промяната в стойността на ефективността в периода между последователните тестове може да бъде оценено поне приблизително с помощта на аз-С- диаграми и изчислени данни за пътя на потока (относно промяната в съотношението У/С 0), тогава, за съжаление, няма методи за директен контрол на течове в цилиндъра и промяната в тяхната стойност трябва да се преценява само по резултатите от индиректни измервания, по-специално температурата зад контролираната секция на турбината . Температурата на парата, преминаваща през вътрешните уплътнения, е значително по-висока от температурата на парата, преминаваща през апарата за дюза и лопатки, следователно, при същите условия, с увеличаване на пролуките в уплътненията по време на работа, температурата на парата ( и следователно енталпията) на изхода от цилиндъра ще надхвърли първоначалната до все по-голяма стойност (съответно стойностите на вътрешната ефективност, изчислени от параметрите, измерени преди и след цилиндъра, ще намалеят).

Поради факта, че при включена регенерация част от високотемпературните течове, в допълнение към апарата за лопатки, се изхвърлят в съответните нагреватели, температурата на парата след цилиндъра ще бъде по-ниска и следователно стойността вътрешната ефективност на последния е по-голяма от подобни стойности при експерименти с изключена регенерация. Изхождайки от това, по стойността на несъответствието между вътрешната ефективност, получена при експерименти с включена и изключена регенерация във времето, е възможно да се съди за промяната в „плътността“ на пътя на потока на съответния турбинен цилиндър.

Като илюстрация на фигурата 2 показва промяната във вътрешната ефективност на HPC и HPC турбините K-300-240 във времето (h), според резултатите от теста [ 10 ].

1 и 2 - системата за регенерация се включва и изключва съответно

Фигура 2 - Промяна във вътрешната ефективност на HPC и HPC

По този начин, както показва анализът на резултатите от множество тестове на турбини от различни типове, най-типичните причини за намаляване на вътрешната ефективност на турбините или техните цилиндри са:

Повишено дроселиране в системата за разпределение на пара;

Увеличаване на луфтовете в пътя на потока в сравнение с изчислените стойности;

Несъответствие на секциите на потока с изчислените;

Наличието на дрейф на пътя на потока, което влияе върху стойността на загубите в профила и съотношението У/С 0 ;

Износване и повреда на елементите на пътя на потока.

7.4 Ефективност на системата за регенерация и мрежовите нагреватели

Ефективността на системата за регенерация се характеризира със стойностите на температурата на захранващата вода и кондензата след всеки нагревател, показани на графиките в зависимост от стойностите на дебита на жива пара или налягането в етапа на управление.

Когато температурата на водата след предварителния нагревател намалее в сравнение с предишното изпитване, е необходимо преди всичко да се определи зависимостта на температурната глава на предварителния нагревател (преохлаждане спрямо температурата на насищане) от специфичната топлина натоварване или върху консумацията на прясна пара (налягане) в етапа на управление и го сравнете със стандартния или изчислен. Причините за увеличаването на температурната разлика могат да бъдат следните фактори:

Високо ниво на конденз в корпуса;

Замъгляване на задържащите шайби между водните течения;

Замърсяване на повърхността на тръбата;

- "проветряване" на корпусите на нагревателя поради повишено засмукване на въздух и незадоволителна работа на системата за засмукване на въздух и др.

Ако температурната глава съответства на нормата, тогава е необходимо да се сравнят стойностите на налягането на парата в нагревателя и съответната турбинна камера, т.е. определя хидравличното съпротивление на паропровода. Причините за увеличаването на последното могат да бъдат по-специално повишеното дроселиране в спирателния елемент или възвратния клапан.

Когато определяте причините за недогряването на водата зад нагревателя, оборудван с байпасна линия, уверете се, че последният е херметичен. Това е особено важно при анализиране на работата на HPH, които са оборудвани с групови байпасни тръбопроводи с високоскоростни клапани, чиято плътност често се нарушава.

Мрежовите нагреватели като част от съвременните турбинни инсталации с етапно нагряване на мрежова вода се превърнаха на практика в неразделна част от турбината, оказвайки значително влияние върху нейната икономическа ефективност. При анализа на ефективността на тяхната работа се прилагат същите критерии и техники като при регенеративните нагреватели, но предвид разнообразието от режими на мрежовите нагреватели (възможен вакуум в парното пространство, по-ниско качество на водата спрямо кондензиращата пара и др.) , специално внимание При анализиране на тяхното състояние трябва да се обърне внимание на плътността на въздуха, наличието на отлагания по вътрешните повърхности на тръбния сноп и съответствието на топлообменната повърхност с изчислената стойност (по-специално броя на запушените тръби).

7.5 Ефективност на кондензатора

Основният параметър, характеризиращ ефективността на кондензатора при даден парен товар (дебит на отработената пара), дебита на охлаждащата вода и нейната входна температура е вакуум (налягане на отработената пара), чиито действителни стойности се сравняват с резултатите от предишни тестове.

При повишени стойности на вакуума е необходимо задълбочено да се провери състоянието на кондензационния блок, което се свежда главно до анализа на стойностите на отделните компоненти, които определят температурата на насищане ( т s) съответстващ на действителния вакуум, съгласно формулата [ 9 ]

T s = T 1 + DT +? T, (5)

където Т 1 и DТ - температурата на охлаждащата вода на входа на кондензатора и неговото нагряване;

T е температурната глава на кондензатора, дефинирана като разликата между температурата на насищане и температурата на охлаждащата вода на изхода.

Температурата на охлаждащата вода пред кондензатора при водоснабдителна система с директен поток е т. нар. външен фактор, който се определя главно само от хидрологични и метеорологични условия, а при циркулационна система също зависи значително от ефективността на водните охладителни агрегати, по-специално на охладителните кули (следователно в последния случай трябва да се провери капацитетът на охлаждане при такава инсталация и съответствието му с нормативните данни).

Друг компонент, който влияе на вакуума, е нагряването на охлаждащата вода, което при дадено парно натоварване зависи от дебита на охлаждащата вода. Увеличаването на нагряването на водата показва недостатъчен дебит, причините за което могат да бъдат повишено хидравлично съпротивление поради замърсяване на тръби и (или) тръбни плочи с чужди предмети, тиня и минерални отлагания, черупки и други, както и намаляване на доставка на циркулационни помпи по някаква причина, непълно отваряне на фитинги, намаляване на сифонния ефект и др.

Една от причините за влошаване на топлопреминаването в кондензатора може също да бъде образуването на тънък слой минерални или органични отлагания върху вътрешната повърхност на тръбите, които няма да предизвикат забележимо увеличение на хидравличното съпротивление и следователно не могат да бъдат открити от растежа на последния. Влиянието на този фактор може да се прецени само чрез анализ на основния интегрален индикатор за състоянието на охлаждащата повърхност - температурната глава [третият член във формулата ( 5 )].

Температурната глава на кондензатора (като почти всеки топлообменник) е, подобно на общия коефициент на топлопреминаване, най-пълният и универсален критерий за ефективността на процеса на пренос на топлина от отработена пара към охлаждаща вода. Трябва да се има предвид, че за разлика от коефициента на топлопреминаване, който не може да бъде получен чрез директни измервания, а само с помощта на тромави изчисления, температурният напор се определя доста просто и следователно се използва широко в експлоатация.

Температурната глава на кондензатора се влияе от почти всички основни фактори, характеризиращи условията на работа и състоянието на отделните елементи на кондензаторния агрегат: парно натоварване, температура и дебит на охлаждащата вода, плътност на въздуха на вакуумната система, състояние на повърхността на тръбата , брой запушени тръби, ефективност на устройствата за отстраняване на въздух и др. анализ на причините за повишаване на температурния напор при даден дебит на охлаждащата вода, нейната входяща температура и парното натоварване на кондензатора, всеки от следните фактори и се анализират показатели:

Плътност на въздуха на вакуумната система - чрез измерване на количеството въздух, засмукан от кондензатора;

Състоянието на повърхностите на тръбите, наличието на видим отклонение - по стойността на хидравличното съпротивление, визуално, чрез изрязване на проби; - намаляване на общата охладителна повърхност - с броя на запушените тръби;

Ефективността на устройството за отстраняване на въздуха е чрез определяне на работните характеристики на ежекторите.

В снимките 3 - 6 горните зависимости са показани за кондензатори 300-KTsS-1 и 200-KTsS-2 LMZ.

Зависимост на хидравличното съпротивление на кондензатора, т.е. диференциално налягане между неговите изпускателни и дренажни връзки D Рк, от разхода на охлаждаща вода Уе параболична крива, чийто постоянен коефициент нараства с увеличаване на степента на замърсяване (фиг. 7 ).

Трябва да се отбележи, че за анализиране на ефективността на кондензатор, както и на регенеративни и мрежови нагреватели, на практика не е необходимо да се организират сериозни измервания над стандартния обем, а е необходимо само да се осигури тяхната достатъчна точност чрез средства на периодично калибриране.

а- консумация на охлаждаща вода 36000 m 3 / h; б - разход на охлаждаща вода 25000 m 3 / h

Фигура 3 - Зависимост на вакуума в кондензатора 300-KTsS-1 ( Р 2) от парно натоварване ( г 2) и температура на охлаждащата вода ( т 1 в)

а, б -виж снимката 3 .

Фигура 4 - Зависимост на температурната разлика в кондензатора 300-KTsS-1 (дт ) от парно натоварване ( г 2) и температура на охлаждащата вода ( т 1 в)

а -консумация на охлаждаща вода 25000 m 3 / h; б -разход на охлаждаща вода 17000 m 3 / h

Фигура 5 - Зависимост на температурната разлика в кондензатора 200-KTsS-2 (дт ) при натоварване на пара (G 2) и температура на охлаждащата вода ( т 1 в)

Фигура 6 - Зависимост на нагряването на охлаждащата вода в кондензатора 300-KTsS-1 (дт ) от парно натоварване ( г 2) при дебит на охлаждащата вода 36000 m 3 / h

Фигура 7 - зависимост на хидравличното съпротивление на кондензатора 300-KTsS-1 (? стр Да се) върху дебита на охлаждащата вода (У )

7.6 Оценка на промените в общата ефективност на турбинния агрегат

Основният критерий, използван при оценката на промяната в ефективността, както е посочено по-горе, е графичната зависимост на електрическата мощност от налягането в етапа на управление, получена от резултатите от тестовете на турбинния агрегат в кондензационен режим с включена система за регенерация изключен (по време на обработката на експериментални данни, тази характеристика е същата като налягането по пътя на потока, тя се изгражда предварително в зависимост от налягането на няколко етапа, след съвместен анализ на който се прави окончателният избор на контролния етап - виж раздела 7.2 от тези насоки).

За начертаване на зависимостта експерименталните стойности на електрическата мощност се редуцират до постоянни параметри на парата, взети за номинални, и до вакуума в кондензатора, като се използват фабрични корекционни криви или корекции, съдържащи се в типичните енергийни характеристики (TEC):

н t = н t op +? d н, (6)

където н t op - електрическа мощност, измерена по време на изпитването;

д н- тотална корекция.

На изображението 8 Като пример са показани зависимостите на електрическата мощност на турбината К-300-240 от налягането в камери V и VI на изтегляне (последното е еквивалентно на налягането в приемниците зад помпата за централно отопление) със системата за регенерация изключен според данните от два последователни теста.

Както можете да видите от снимката 8 , стойностите на промяната в електрическата мощност D н t, получени на базата на графично сравнение на зависимостите на налягането в двата посочени по-горе етапа, практически съвпадат, което показва достатъчната надеждност на получените резултати.

Фигура 8 - Зависимост на електрическата мощност на турбината К-300-240 ( н t) от налягането в етапите на управление (в V камерата за избор и зад централния център на налягане) при изключена система за регенериране

Общата стойност на промяната в мощността може също да бъде представена като сума от отделни компоненти, определени чрез изчисление:

(7)

където е промяната в мощността, причинена от съответната промяна във вътрешната ефективност на цилиндрите, работещи в зоната на прегрята пара;

Промяна в мощността поради други фактори, главно течове през крайни уплътнения и течове в конектори на цилиндри, клетки и диафрагми, теч на фитинги на дренажни и продухващи линии, промени във вътрешната ефективност на цилиндрите, работещи в зоната на мокра пара и др.

Стойността може да бъде оценена от промяната във вътрешната ефективност на цилиндъра, като се вземе предвид неговият дял в общата мощност на турбинния агрегат и обратното по знак на неговия компенсиращ ефект върху мощността на следващия цилиндър. Например, с увеличаване на вътрешната ефективност на HPC на турбината K-300-240 KhTGZ с 1%, промяната в общата мощност на турбинния блок ще достигне приблизително 0,70 MW, тъй като промените в мощностите на HPC и LPC ще възлизат съответно на +1,22 и -0,53 MW.

Що се отнася до стойността, практически е невъзможно да се определи с достатъчна точност, но трябва да се има предвид, че нейният компонент, свързан с възможна промяна във вътрешната ефективност на цилиндрите, работещи в мокра пара, обикновено е много незначителен (освен ако на разбира се, забележими повреди са изключени), тъй като абсолютните луфтове по пътя на потока са достатъчно големи, а относителните поради значителната височина на лопатките са малки, което води до достатъчно запазване на уплътненията във времето и следователно, малък ефект от тяхното състояние върху ефективността. Следователно основният компонент на необучената промяна в мощността е неконтролираните течове на пара чрез течове в елементите на цилиндъра и спирателните клапани. Стойностите на тези течове определят основно несъответствието между стойностите на промяната в мощността на турбината, установено директно от резултатите от изпитването и изчислено от промяната във вътрешната ефективност на цилиндрите, работещи в мокра пара.

От голямо значение за оценка на ефективността и товароносимостта на турбинния агрегат е определянето на максималната му електрическа мощност при проектната топлинна схема. Като основен критерий за ограничаване на претоварването на турбината от пара и следователно за определяне на максималната електрическа мощност обикновено се използва стойността на налягането в камерата на регулатора, посочена в инструкциите за експлоатация и техническите условия за доставка. Като пример, таблица 3 показва максималните стойности на електрическата мощност на турбината K-300-240-2 LMZ.

Таблица 3

В някои случаи стойностите на налягането в други камери по пътя на потока са допълнително ограничени, например в линията за студено повторно нагряване и пред LPC (по-специално последното за турбини K-500-240 и K- 800-240 не трябва да надвишава 3 kgf / cm 2).

Причините за ограничаване на максималната електрическа мощност са също максимално допустимите стойности на вакуума в кондензатора и температурата на изпускателната тръба на турбината.

Други фактори, ограничаващи електрическата мощност, са показатели, характеризиращи състоянието на турбината и нейните отделни системи и компоненти (вибрации, повдигане на клапана, относително разширение и др.), както и „външни“ условия от страна на котела и спомагателното оборудване.

Максималната електрическа мощност се определя от експериментите с проектната топлинна схема и параметрите на пара и вода, които се различават минимално от проектните. Ако при сравнителен анализ на резултатите от последователни тестове се окаже, че мощността е намаляла, тогава, за да се открият причините за това, е необходимо да се сравнят показателите, характеризиращи ефективността на всички елементи на турбинната инсталация (виж разделите 7.1 - 7.5 от тези насоки) и в случай на несъответствие, опитайте се да определите количествено въздействието на техните промени върху стойността на максималната електрическа мощност, като използвате данните на съответния TEH или [ 11 ].

Окончателните резултати от EI са представени в две форми – таблична и графична.

В таблиците са посочени всички параметри и показатели, характеризиращи състоянието на турбинния агрегат при всеки от изпитваните режими, преизчислени, ако е необходимо, към номиналните условия (виж раздели 7.1 ; 7.2 и 7.6 от тези насоки). Основните са както следва:

Налягане на жива пара преди и след спирателните вентили, зад управляващите клапани, в камерите и степените на турбината и пред регенеративните и мрежовите нагреватели; вакуум на кондензатора;

Температура на жива пара, парапром прегряване, захранваща вода, кондензат и мрежова вода след съответните нагреватели, охлаждаща вода преди и след кондензатора;

Консумация на прясна пара, захранваща вода, кондензат от главните и мрежовите нагреватели, мрежова вода;

Електрическо захранване на клемите на генератора.

Въз основа на горните таблични данни се изграждат графични зависимости на следните параметри на инсталацията от налягането в етапите на управление:

налягане:

зад управляващите клапани (също от дебита на жива пара);

в екстракционните камери и стъпалата на турбината;

пред нагревателите;

Температури на захранващата вода и кондензата;

Вътрешна ефективност на цилиндрите, работещи в зоната на прегрята пара (също от консумацията на жива пара);

Електрическа мощност на клемите на генератора.

От разхода на пара в кондензатора са нанесени зависимостите на нагряването на охлаждащата вода, температурната разлика и вакуума в кондензатора. Такива характеристики на регенеративните и мрежовите нагреватели като температурен напор, както и загубата на налягане в тръбопроводите за нагряване на пара, могат да бъдат конструирани в зависимост от тяхното топлинно натоварване.

8 ЗАКЛЮЧЕНИЕ

8.1 Внимателно извършени при спазване на всички препоръки и минималната честота на EI при относително ниска цена и интензивност на труда спомагат за навременното откриване на дефекти в работата на турбинния агрегат и неговите елементи, които влияят на нивото на ефективност.

8.2 За получаване на надеждни и сравними резултати при провеждане на последователни тестове е необходимо да се спазват две основни условия: пълна идентичност на топлинната верига и работните условия и използването на едни и същи редовно проверявани измервателни уреди и сензори от препоръчания клас на точност.

8.3 Постоянен признак за почти всеки забележим дефект в пътя на потока на турбината е отклонение от нормата на налягането на парата в един или повече етапи. В тази връзка е от голямо значение внимателното измерване на налягането при максималния възможен брой точки по пътя на потока, тъй като това ще позволи да се определи с голяма точност очакваното местоположение на дефекта и следователно да се установи , преди отваряне на цилиндъра възможна необходимост от подходящи резервни комплекти на дюза и лопатков апарат, уплътнителни сегменти, хребети и др. Като се има предвид относителната простота на измерване, контролът на налягането по стъпки трябва да се извършва постоянно, за да се коригират своевременно отклоненията от нормата.

Приложение А

ГРАФИЧНИ ЗАВИСИМОСТИ, ИЗПОЛЗВАНИ ПРИ ОБРАБОТКАТА НА РЕЗУЛТАТИТЕ НА EI

Фигура A.1 , а -

Фигура A.1, б -Плътност на прегрята пара в зависимост от параметрите

Фигура A.1, v -Плътност на прегрята пара в зависимост от параметрите

Фигура A.1, г

Фигура A.1, д -Плътност на прегрята пара в зависимост от параметрите

Фигура A.1, е -Плътност на прегрята пара в зависимост от параметрите

Фигура A.1, с -Плътност на прегрята пара в зависимост от параметрите

Фигура A.1, и -Плътност на прегрята пара в зависимост от параметрите

Фигура A.1, Да се -Плътност на прегрята пара в зависимост от параметрите

Фигура A.1, л -Плътност на прегрята пара в зависимост от параметрите

Фигура A.1, м- Плътност на прегрята пара в зависимост от параметрите

Фигура A.1, н -Плътност на прегрята пара в зависимост от параметрите

Фигура A.1, о -Плътност на прегрята пара в зависимост от параметрите

Фигура A.1, P -Плътност на прегрята пара в зависимост от параметрите

Фигура A.1, R -Плътност на прегрята пара в зависимост от параметрите

Фигура A.1, С- Плътност на прегрята пара в зависимост от параметрите

Фигура A.1, т- Плътност на прегрята пара в зависимост от параметрите

Фигура A.1, в- Плътност на прегрята пара в зависимост от параметрите

Фигура А.2 - Плътност на водата в зависимост от параметрите

Плътност r, kg / m 3

температура

< т°С<

Фигура A.3 - Плътността на водата като функция от температурата при Р ? 50 kgf / cm 2 (r = ? ? + д-р)

Фигура А.4 - Определяне на енталпията на водата в зависимост от параметрите

Фигура A.5 - Корекция на показанията на живачни вакууммери за капилярност

Фигура A.6 - Определяне на cosj според показанията на два вата ? 1 и а 2 свързани по схемата на Арон

Фигура A.7, а -

Фигура A.7, б -Температура на насищане с пара спрямо налягане

Фигура A.7, v- Температура на насищане на парата в зависимост от налягането

Библиография

1. Ривкин С.Л., Александров А.А. Топлофизични свойства на водата и парата. - М .: Енергия, 1980.

2. Сахаров A.M. Термично изпитване на парни турбини. - М .: Енергоатомиздат, 1990.

3. Инструкция за провеждане на експресни тестове на турбината К-300-240 LMZ. - М .: СПО ОРГРЕС, 1976.

4. Инструкции за провеждане на експресни тестове на турбинния агрегат K-300-240 KhTGZ. - М .: SPO Союзтехенерго, 1977.

5. Инструкции за провеждане на експресни тестове на турбината PT-60-130 / 13 LMZ. - М .: SPO Союзтехенерго, 1977.

6. Инструкции за провеждане на експресни тестове на турбинния агрегат K-160-130 KhTGZ. - М .: SPO Союзтехенерго, 1978.

7. Инструкции за провеждане на експресни тестове на турбинния агрегат K-200-130 LMZ. - М .: SPO Союзтехенерго, 1978.

8. Инструкция за провеждане на експресни тестове на турбинен агрегат Т-100-130 TMZ. - М .: SPO Союзтехенерго, 1978.

9. Shcheglyaev A.V. Парни турбини. - М .: Енергия, 1976.

10. Лазутин И.А. и други Определяне на промените в ефективността на цилиндрите на парни турбини. - Топлоенергетика, 1983, бр.4.

11. Рубинщайн Я.М., Щепетильников М.И. Изчисляване на влиянието на промените в топлинната схема върху ефективността на електроцентралата. - М .: Енергия, 1969.

1 обща част. един

2 назначаване ei .. 1

3 основни принципа, залегнали в основата на ei .. 2

4 условия, осигуряващи надеждността на резултатите от ei и тяхната сравнимост. 3

4.1 идентичност на термичната верига и работни фактори. 3

4.2 Идентичност на схемата за измерване и използваните инструменти. 3

5 програма ei .. 4

6 процедура и условия за теста. 5

6.1 стабилност на режима. 5

6.2 продължителност на експеримента и честота на записване на показанията. 5

6.3 контрол на хода на експеримента. 5

7 обработка на резултатите и техния анализ. 6

7.1 характеристики на системата за разпределение на пара. 6

7.2 зависимости на налягането на парата на етапи от налягането в етапа на управление. 7

7.3 вътрешна (относителна) ефективност на цилиндрите, работещи в зоната на прегрята пара. осем

7.4 ефективност на системата за регенерация и мрежовите нагреватели. 10

7.5 ефективност на кондензатора. 10

7.6 оценка на промените в общата ефективност на турбинния агрегат. 15

8 заключение. осемнадесет

Приложение А. Графични зависимости, използвани при обработката на резултатите от ei. 19

Списък на използваната литература .. 43

Термично изпитване на парни турбини
и турбинно оборудване

В същото време е известно, че действителните показатели за ефективност при работни условия се различават от изчислените (заводски) тези, следователно, за обективно регулиране на разхода на гориво за производство на топлинна и електрическа енергия, е препоръчително да се тества оборудването.

Въз основа на материалите за изпитване на оборудването се разработват стандартни енергийни характеристики и модел (процедура, алгоритъм) за изчисляване на нормите на специфичния разход на гориво в съответствие с RD 34.09.155-93 „Методически указания за съставяне и поддържане на енергийните характеристики на оборудване за ТЕЦ" и РД 153-34.0-09.154 -99 "Наредба за регулиране на разхода на гориво в електроцентрали."

Изпитването на топлоенергийното оборудване е от особена важност за съоръжения, работещи с оборудване, въведено в експлоатация преди 70-те години и където е извършена модернизация и реконструкция на котли, турбини и спомагателно оборудване. Без тестване, нормирането на разхода на гориво според изчислените данни ще доведе до значителни грешки не в полза на генериращите предприятия. Следователно цената на термичните тестове в сравнение с ползите от тях е незначителна.

Целите на термичното изпитване на парни турбини и турбинно оборудване:

определяне на действителната рентабилност;
получаване на топлинни характеристики;
сравнение с гаранциите на производителя;
получаване на данни за стандартизиране, контрол, анализ и оптимизиране на работата на турбинното оборудване;
получаване на материали за разработване на енергийни характеристики;
разработване на мерки за подобряване на ефективността

Целите на експресните тестове на парни турбини:

определяне на приложимостта и обхвата на ремонта;
оценка на качеството и ефективността на извършения ремонт или модернизация;
оценка на текущата промяна в ефективността на турбината по време на работа.

Съвременните технологии и нивото на инженерни познания позволяват икономично надграждане на агрегатите, подобряване на тяхната производителност и увеличаване на експлоатационния живот.

Основните цели на модернизацията са:

намаляване на консумацията на енергия на компресорния блок;
повишаване на производителността на компресора;
повишаване на мощността и ефективността на технологичната турбина;
намаляване на потреблението на природен газ;
повишаване на стабилността на работа на оборудването;
намаляване на броя на частите чрез увеличаване на налягането на компресорите и работата на турбините на по-малък брой степени при запазване и дори повишаване на ефективността на електроцентралата.

Подобряването на дадените енергийни и икономически показатели на турбинния агрегат се осъществява чрез използване на модернизирани методи за проектиране (решаване на директни и обратни задачи). Те са свързани:

с включването на по-правилни модели на турбулентен вискозитет в проектната схема,
като се вземе предвид профилното и крайното блокиране от граничния слой,
елиминиране на явленията на разделяне с увеличаване на дифузията на междулопатичните канали и промяна в степента на реактивност (изразена нестабилност на потока преди началото на вълната),
възможността за идентификация на обекта с помощта на математически модели с генетична оптимизация на параметрите.

Крайната цел на модернизацията винаги е увеличаване на производството на крайния продукт и минимизиране на разходите.

Интегриран подход към модернизацията на турбинното оборудване

При извършване на модернизация Astronit обикновено използва интегриран подход, при който се реконструират (модернизират) следните блокове на технологичен турбинен агрегат:

компресор;
турбина;
опори;
центробежен компресор-духалка;
междинни охладители;
множител;
Система за смазване;
система за пречистване на въздуха;
автоматична система за управление и защита.

Модернизация на компресорното оборудване

Основните направления на модернизация, практикувани от специалистите на Astronit:

подмяна на потоците с нови (т.нар. сменяеми потоци, включително работни колела и лопаткови дифузори), с подобрени характеристики, но в рамките на размерите на съществуващите корпуси;
намаляване на броя на етапите чрез подобряване на пътя на потока на базата на триизмерен анализ в съвременните софтуерни продукти;
нанасяне на лесни за носене покрития и намаляване на радиалните хлабини;
смяна на уплътненията с по-ефективни;
смяна на маслените лагери на компресора със "сухи" лагери с помощта на магнитно окачване. Това елиминира нуждата от масло и подобрява условията на работа на компресора.

Внедряване на съвременни системи за контрол и защита

За подобряване на експлоатационната надеждност и ефективност се въвеждат модерни прибори, цифрови автоматични системи за управление и защита (както отделни части, така и целия технологичен комплекс като цяло), диагностични и комуникационни системи.

ПАРНИ ТУРБИНИ
Дюзи и остриета.
Топлинни цикли.
Цикъл на Ранкин.
Междинен цикъл на нагряване.
Цикъл с междинно извличане и оползотворяване на отпадната парна топлина.
Конструкции на турбини.
Приложение.
ДРУГИ ТУРБИНИ
Хидравлични турбини.
Газови турбини.

Превъртете нагоре Превъртете надолу

Също и по темата

АВИАЦИОННА ТЕЦ
ЕЛЕКТРИЧЕСКА ЕНЕРГИЯ
МОРСКИ ЕЛЕКТРО УСТАНОВКИ И ДВИГАТЕЛИ
ХИДРОЕНЕРГИЯ

ТУРБИНА

ТУРБИНА,задвижващ двигател с въртеливо движение на работното тяло за преобразуване на кинетичната енергия на потока от течна или газообразна работна среда в механична енергия на вала. Турбината се състои от ротор с лопатки (лопатено работно колело) и корпус с разклонителни тръби. Разклонените тръби доставят и изпускат потока на работния флуид. Турбините, в зависимост от използвания работен флуид, биват хидравлични, парни и газови. В зависимост от средната посока на потока през турбината те се делят на аксиални, при които потокът е успореден на оста на турбината, и радиални, при които потокът е насочен от периферията към центъра.

ПАРНИ ТУРБИНИ

Основните елементи на парната турбина са корпусът, дюзите и лопатките на ротора. Парата от външен източник се подава по тръбопроводи към турбината. В дюзите потенциалната енергия на парата се преобразува в кинетичната енергия на струята. Изтичащата от дюзите пара се насочва към извити (специално профилирани) лопатки на ротора, разположени по периферията на ротора. Под действието на струя пара се появява тангенциална (обиколна) сила, която задвижва ротора във въртене.

Дюзи и остриета.

Парата под налягане влиза в една или повече неподвижни дюзи, в които се разширява и откъдето изтича с висока скорост. Потокът излиза от дюзите под ъгъл спрямо равнината на въртене на лопатките на ротора. В някои конструкции дюзите се образуват от серия от неподвижни остриета (комплект на дюзи). Лопатките на работното колело са извити по посока на потока и са разположени радиално. В активна турбина (фиг. 1, а) проточният канал на работното колело има постоянно напречно сечение, т.е. скоростта на относителното движение в работното колело не се променя по абсолютна стойност. Налягането на парата пред работното колело и зад него е еднакво. В реактивна турбина (фиг. 1, б) проточните канали на работното колело имат променливо напречно сечение. Каналите на потока на реактивната турбина са проектирани така, че дебитът в тях се увеличава и съответно налягането намалява.

R1; в - лопатка на работното колело. V1 е скоростта на парата на изхода на дюзата; V2 е скоростта на парата зад работното колело във фиксирана координатна система; U1 е периферната скорост на острието; R1 - скорост на парата на входа на работното колело при относително движение; R2 е скоростта на парата на изхода на работното колело при относително движение. 1 - превръзка; 2 - лопатка; 3 - ротор. "Title =" (! LANG: Фиг. 1. ЛОПАКИ НА ТУРБИНА. A - активно работно колело, R1 = R2; b - реактивно работно колело, R2> R1; c - лопатка на работното колело. V1 - скорост на парата при изход от дюзата; V2 е скоростта на парата зад работното колело във фиксирана координатна система; U1 е периферната скорост на лопатката; R1 е скоростта на парата на входа на работното колело при относително движение; R2 е скоростта на парата в изход на работното колело в относително движение 1 - лента; 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.!}

Турбините обикновено са проектирани да бъдат на същия вал като устройството, което консумира тяхната енергия. Скоростта на въртене на работното колело е ограничена от якостта на опън на материалите, от които са направени дискът и лопатките. За най-пълно и ефективно преобразуване на парната енергия, турбините са направени многостъпални.

Топлинни цикли.

Цикъл на Ранкин.

В турбината, работеща по цикъла на Ранкин (фиг. 2, а), парата идва от външен източник на пара; няма допълнително нагряване на пара между етапите на турбината, има само естествени топлинни загуби.

При автономно изпитване на турбини основните задачи са получаване на техните характеристики в широк диапазон от промени в определящите параметри, както и изследване на якостта и термичното състояние на лопатките и дисковете.

Изпълнението на работните условия на турбините на автономен стенд е много труден проблем. Въздухът към такива стойки (фиг. 8.5) се подава от компресорната станция през тръбопровод 3, газът се нагрява в горивната камера 4. Мощността на турбината се поема от хидравличната спирачка 1 (възможно е да се използват електрически генератори и компресори за тази цел). За разлика от изпитванията в системата на двигателя, когато характеристиката на турбината може да се получи практически само по линията на работните режими (виж гл. 5), цялото поле от характеристики се реализира на самостоятелен стенд, тъй като в този случай тя е възможно да зададете всякакви стойности на параметрите на входа и да регулирате скоростта на турбината чрез натоварване на хидравличната спирачка.

При симулиране на режими на работа на наземен двигател или режими, съответстващи на високи скорости на полета, налягането на газа пред и зад турбината ще надвишава атмосферното и след напускане на турбината газът може да бъде излъчен в атмосферата (работа под налягане в отворена верига).

Ориз. 8.5. Оформлението на стенда за изпитване на турбини в естествени условия:

1 - хидравлична спирачка; 2 - водоснабдяване; 3 - подаване на сгъстен въздух: 4 - горивна камера; 5 - турбина; 6 - изпускателна тръба

Работата с компресор се характеризира с най-големи технически трудности, тъй като изисква много енергия за задвижване на компресори и спирачни устройства с висока мощност.

За изпитване на турбината в условия, близки до голяма надморска височина, са проектирани смукателни стендове. Оформлението на такава стойка е показано на фиг. 8.6. Въздухът навлиза в пътя на потока на стойката директно от атмосферата през входящото устройство 1; зад турбината се създава вакуум с помощта на аспиратор или ежектор.

Мощността на турбината 4 се поема от хидравличната спирачка 3. Тестовете могат да се извършват както при по-високи, така и при по-ниски температури на входа. Тестовите режими се избират, като се вземат предвид разпоредбите на теорията на сходството, разгледана по-горе.

Изпитванията за засмукване могат да се разглеждат като моделни тестове за режими, при които налягането на входа на турбината трябва да бъде по-високо от атмосферното налягане. Получените в този случай характеристики ще отговарят доста добре на естествените условия, ако числата Re са в самоподобната област.

Тестовете при понижени налягания и температури могат значително да намалят консумацията на енергия за задвижването на аспиратора и да намалят необходимата хидравлична спирачна мощност, което значително опростява тестването.

В още по-голяма степен отбелязаните трудности се елиминират чрез използване на модели, намалени два или три пъти, както и специални работни органи. В последния случай изпитванията трябва да се провеждат в затворен цикъл по същия начин, както се счита за компресорите (вж. раздел 8.2).

При определяне на характеристиките на турбините се правят измервания на дебита на газа G g, параметрите на потока пред турбината и зад нея T * g, T * t, p * g, p * t, скорост на въртене n, разработена мощност от турбината, N t, както и потока на изходния ъгъл от турбината a t. Използват се същите методи за измерване като при изпитване на компресори. По-специално, стойността на N t се определя като правило от измерените стойности на n и въртящия момент M cr, а за измерване на последния се използват хидравлични спирачки с люлееща се корпусна инсталация (вижте гл. 4).

За конструиране на характеристиките на турбината се използват параметрите, произтичащи от теорията на подобието. По-специално, те могат да бъдат представени като зависимости

Ориз. 8.6. Оформление на стенда за изпитване на турбини за засмукване:

1 - входно устройство; 2 - нагревател на въздуха; 3 - хидравлична спирачка; 4 - турбина; 5 - регулиращ амортисьор; 6 - въздуховод към аспиратора или ежектора

Тук p * t = p * g / p * t е степента на спадане на налягането в турбината; - относително намалена скорост; - относителният параметър на дебита на газа през турбината; h * t = L t / L * t S - ефективност на турбината; L t = N t / G t - действителната работа на турбината; - изоентропна работа на турбината.

При определяне на характеристиките зададената стойност n се поддържа чрез промяна на натоварването на хидравличната спирачка, а промяната в G g и p * t се получава чрез промяна на режима на работа на аспиратора или компресора и позицията на дросела.

4.1.15. Не се допуска работа на оборудването и устройствата за подаване на гориво при липса или неизправност на предупредителната сигнализация, необходимите предпазни и спирачни устройства.

4.1.24. При свързване и ремонт на транспортни ленти не се допуска използването на метални части.

4.1.26. За тръбопроводите за течно гориво и техните парни спътници трябва да бъдат съставени паспорти на установената форма.

4.1.28. На мазутната ферма трябва да бъдат следните параметри на парата: налягане 8-13 kgf / cm2 (0,8-1,3 MPa), температура 200-250 ° C.

4.1.29. При източване на мазут с "отворена пара", общата консумация на пара от отоплителни уреди до резервоар с вместимост 50-60 m3 не трябва да надвишава 900 kg / h.

4.1.31. Топлоизолацията на оборудването (резервоари, тръбопроводи и др.) трябва да е в добро работно състояние.

4.1.38. При изнасяне на горивопроводи или оборудване за ремонт, те трябва да бъдат надеждно изключени от работещото оборудване, източени и, ако е необходимо, пропарени, ако е необходимо за вътрешна работа.

4.1.41. Приемането, съхранението и подготовката за изгаряне на други видове течни горива трябва да се извършват по установения ред.

Характеристики на приемане, съхранение и подготовка за изгаряне на течно гориво на газотурбинни инсталации

4.1.44. Горивото от резервоарите за доставка на GTU трябва да се поема от плаващо всмукателно устройство от горните слоеве.

4.1.48. Вискозитетът на горивото, подавано към газовата турбина, трябва да бъде не повече от: при използване на механични инжектори - 2 ° vu (12 mm2 / s), при използване на въздушни (парни) дюзи - 3 ° vu (20 mm2 / s).

4.1.49. Течното гориво трябва да бъде почистено от механични примеси в съответствие с изискванията на производителите на GTU.

4.1.52. По време на експлоатацията на газовите съоръжения трябва да се осигури следното:

4.1.53. Работата на газовите съоръжения на енергийните съоръжения трябва да бъде организирана в съответствие с разпоредбите на действащите правила.

4.1.56. Не се допускат отклонения в налягането на газа на изхода от хидравличния агрегат, надвишаващи 10% от работното. Неизправности

4.1.57. Не се допуска подаване на газ към котелното през байпасен газопровод (байпас), който няма автоматичен управляващ вентил.

4.1.58. Проверката на задействането на защитните устройства, блокировките и алармите трябва да се извършва в рамките на сроковете, предвидени в действащите нормативни документи, но най-малко веднъж на всеки 6 месеца.

4.1.63. Проверката на херметичността на връзките на газопроводите, намирането на места за течове на газ по газопроводи, в кладенци и помещения трябва да се извършват с помощта на сапунена емулсия.

4.1.64. Не се допуска изхвърляне на течност от газопровода в канализационната система.

4.1.65. Снабдяването и горенето в енергийните съоръжения на доменни и коксови газове трябва да се организират в съответствие с разпоредбите на действащите разпоредби.

Глава 4.2

4.2.2. Топлоизолацията на тръбопроводите и оборудването трябва да се поддържа в добро състояние.

4.2.7. По време на работа на инсталациите за подготовка на прах трябва да се организира контрол върху следните процеси, индикатори и оборудване:

4.2.13. Бункерите със сурово гориво, склонни към замръзване и спонтанно запалване, трябва периодично, но поне 1 път на 10 дни, да се задействат до минимално допустимото ниво.

Списък на използваната литература за глава 4.2

Глава 4.3

4.3.1. По време на работа на котлите трябва да се осигури следното:

4.3.4. Пускането на котела трябва да се организира под ръководството на началника на смяната или старши машинист, а след основен или среден ремонт - под ръководството на началника на цеха или неговия заместник.

4.3.5. Преди запалване барабанният котел трябва да се напълни с обезвъздушена захранваща вода.

4.3.6. Пълненето на неизгорял барабанен котел е разрешено при температура на метала на горната част на празен барабан не по-висока от 160 ° C.

4.3.9. При запалване на директнопоточни котли на модулни инсталации

4.3.12. При запалване на котлите димоотводът и вентилаторът трябва да бъдат включени, а вентилаторът трябва да бъде включен при котли, чиято работа е проектирана без димоотводи.

4.3.13. От момента, в който котелът започне да запали, трябва да се организира контрол на нивото на водата в барабана.

4.3.21. По време на работа на котела трябва да се спазват топлинните режими, осигуряващи поддържане на допустимите температури на парата във всеки етап и всеки поток на първичния и междинния пароперегреватели.

4.3.27. Не се допуска работата на инжектори за гориво, включително запалителни, без организирано подаване на въздух към тях.

4.3.28. По време на работа на котлите температурата на въздуха, °C, влизащ в въздушния нагревател, не трябва да бъде по-ниска от следните стойности:

4.3.30. Облицовката на котела трябва да е в добро състояние. При температура на околната среда от 25 ° C температурата на повърхността на облицовката трябва да бъде не повече от 45 ° C.

4.3.35. Вътрешните отлагания от нагревателните повърхности на котлите трябва да се отстраняват по време на почистване с вода по време на запалване и спиране или по време на химическо почистване.

4.3.36. Не се допуска захранване на спрял котел с дренаж за вода, за да се ускори охлаждането на барабана.

4.3.39. През зимния период котелът, който е в резерв или в ремонт, трябва да се следи за температурата на въздуха.

4.3.44. Котелът трябва незабавно да бъде спрян (изключен) от персонала в случай на неизправност в работата или при липса на защита в следните случаи:

Глава 4.4

4.4.1. При работа с парни турбини трябва да се осигури следното:

4.4.2. Автоматична система за управление на турбината

4.4.3. Работните параметри на системата за управление на парната турбина трябва да отговарят на държавните стандарти на Русия и техническите спецификации за доставка на турбини.

4.4.5. Предпазният прекъсвач трябва да се задейства, когато скоростта на ротора на турбината се повиши с 10-12% над номиналната или до стойността, посочена от производителя.

4.4.7. Спирателните и контролните клапани за жива пара и пара след повторно нагряване трябва да са херметични.

4.4.11. Трябва да се извършат тестове на системата за управление на турбината с моментално разтоварване, съответстващо на максималния дебит на пара:

4.4.14. По време на работа на системите за подаване на масло, турбинният агрегат трябва да бъде снабден с:

4.4.16. За турбини, оборудвани със системи за предотвратяване развитието на изгаряне на масло върху турбинния агрегат, електрическата верига на системата трябва да се провери преди стартиране на турбината от студено състояние.

4.4.19. По време на работа на кондензаторния блок трябва да се извърши следното:

4.4.20. При работа с оборудването системата за регенерация трябва да бъде снабдена с:

4.4.21 Работата на нагревател с високо налягане (HPH) не е разрешена, когато;

4.4.24. Пускането на турбината не е разрешено в следните случаи:

4.4.26. При работа на турбинни агрегати средноквадратичните стойности на скоростта на вибрация на лагерните опори не трябва да надвишават 4,5.

4.4.28. По време на работа ефективността на турбинния агрегат трябва постоянно да се следи чрез систематичен анализ на показатели, характеризиращи работата на оборудването.

4.4.29. Турбината трябва незабавно да бъде спряна (изключена) от персонала в случай на повреда в работата или при липса на защита в следните случаи:

4.4.30. Турбината трябва да бъде разтоварена и спряна в срок, определен от техническия ръководител на централата (с уведомление на диспечера на електроенергийната система), в следните случаи:

4.4.32. Когато турбината бъде въведена в резерв за период от 7 дни или повече, трябва да се вземат мерки за запазване на оборудването на турбинната инсталация.

4.4.33. Работата на турбини със схеми и в режими, които не са предвидени в техническите условия за доставка, е разрешена с разрешение на производителя и висши организации.

тивни характеристики;

периодично по време на работа (поне1 път на 3-4 години) за потвърждение на съответствието с нормитеродителски характеристики.

В съответствие с действителните показатели, получени в хода на термичните изпитвания, се съставя и одобрява ND за използването на гориво,

чийто срок на валидност се определя в зависимост от степента на неговата разработка и надеждността на изходните материали, планираната реконструкция и модернизация, ремонта на оборудването, но не може да надвишава 5 години.

Въз основа на това пълни термични тестове за потвърждаване на съответствието на действителните характеристики на оборудването с нормативните трябва да се извършват от специализирани организации за въвеждане в експлоатация най-малко веднъж на всеки 3-4 години (като се вземе предвид времето, необходимо за обработка на резултатите от изпитванията, потвърждение или ревизия на ND).

Чрез сравняване на данните, получени в резултат на тестове за оценка на енергийната ефективност на турбина (максимална постижима електрическа мощност със съответната специфична консумация на топлина за производство на електроенергия в кондензни режими и с контролирани излитания с изчислена термична схема и с номинални параметри и условия, максимално достижимото подаване на пара и топлина за турбини с регулиран избор и др.) експертна организация по използване на гориво издава решение за потвърждаване или преработка на НД.

Списък

използвана литература за глава 4.4

GOST 24278-89. Стационарни парни турбинни инсталации за задвижване на електрогенератори на ТЕЦ. Общи технически изисквания.

GOST 28969-91. Стационарни парни турбини с ниска мощност. Общи технически изисквания.

GOST 25364-97. Стационарни парни турбинни агрегати. Стандарти за вибрации за опори за валове и общи изисквания за измервания.

GOST 28757-90. Нагреватели за системата за регенерация на парна турбина на ТЕЦ. Общи технически условия.

Сборник от административни документи за експлоатацията на енергийните системи (топлотехническа част).- М .: ЗАО "Енергосервиз", 1998г.

Методически указания за проверка и изпитване на системите за автоматично управление и защита на парни турбини: RD 34.30.310.- М.: SPO Союзтехенерго, 1984. (SO 153-34.30.310).

Изменение на РД 34.30.310. - М .: СПО ОРГРЕС, 1997.

Типични инструкции за експлоатация на маслени системи на турбинни инсталации с мощност 100-800 MW, работещи на минерално масло: RD 34.30.508-93.- М.: SPO ORGRES, 1994. (SO 34.30.508-93).

Методически указания за експлоатация на кондензационни агрегати на парни турбини на електроцентрали: MU 34-70-122-85 (RD 34.30.501) .- M .: SPO Союзтехенерго, 1986. (SO 34.30.501).

9. Типични инструкции за експлоатация на системи

регенерация с високо налягане на енергоблокове с мощност 100-800 MW; RD 34.40.509-93, - М.: SPO ORGRES, 1994. (SO 34.40.509-93).

10. Типични инструкции за експлоатация на кондензатопровод и система за регенерация при ниско налягане на енергоблокове с мощност 100-800 MW при ТЕЦ и КЕС: РД 34.40.510-93, - М.: СПО ОРГРЕС, 1995. (SO 34.40 .510-93).

П. Голоднова О.С. Експлоатация на системи за подаване на масло и уплътнения на турбогенератори с; водородно охлаждане. - М .: Енергия, 1978.

Типични инструкции за експлоатация на газо-маслена система за водородно охлаждане на генератори: РД 153-34.0-45.512-97.- М.: SPO ORGRES, 1998. (SO 34.45.512-97).

Указания за опазване на топлинно и енергийно оборудване: RD 34.20,591-97. - М .: СПО ОРГРЕС, 1997. (SO 34.20.591-97).

През последните години в областта на спестяването на енергия се засили вниманието към стандартите за разход на гориво за предприятия, които произвеждат топлинна и електрическа енергия, следователно за генериращите предприятия действителните показатели за ефективността на топлоенергийното оборудване стават важни. .
В същото време е известно, че действителните показатели за ефективност при работни условия се различават от изчислените (заводски) тези, следователно, за обективно регулиране на разхода на гориво за производство на топлинна и електрическа енергия, е препоръчително да се тества оборудването.
Въз основа на материалите за изпитване на оборудването се разработват стандартни енергийни характеристики и модел (процедура, алгоритъм) за изчисляване на нормите на специфичния разход на гориво в съответствие с RD 34.09.155-93 „Методически указания за съставяне и поддържане на енергийните характеристики на оборудване за ТЕЦ" и РД 153-34.0-09.154 -99 "Наредба за регулиране на разхода на гориво в електроцентрали."
Изпитването на топлоенергийното оборудване е от особена важност за съоръжения, работещи с оборудване, въведено в експлоатация преди 70-те години и където е извършена модернизация и реконструкция на котли, турбини и спомагателно оборудване. Без тестване, нормирането на разхода на гориво според изчислените данни ще доведе до значителни грешки не в полза на генериращите предприятия. Следователно цената на термичните тестове в сравнение с ползите от тях е незначителна.

Целите на термичното изпитване на парни турбини и турбинно оборудване:

определяне на действителната рентабилност;

получаване на топлинни характеристики;

сравнение с гаранциите на производителя;

получаване на данни за стандартизиране, контрол, анализ и оптимизиране на работата на турбинното оборудване;

получаване на материали за разработване на енергийни характеристики;

разработване на мерки за подобряване на ефективността

Целите на експресните тестове на парни турбини:

определяне на приложимостта и обхвата на ремонта;

оценка на качеството и ефективността на извършения ремонт или модернизация;

оценка на текущата промяна в ефективността на турбината по време на работа.

Основните цели на модернизацията са:

намаляване на консумацията на енергия на компресорния блок;

повишаване на производителността на компресора;

повишаване на мощността и ефективността на технологичната турбина;

намаляване на потреблението на природен газ;

повишаване на стабилността на работа на оборудването;

намаляване на броя на частите чрез увеличаване на налягането на компресорите и работата на турбините на по-малък брой степени при запазване и дори повишаване на ефективността на електроцентралата.

с включването на по-правилни модели на турбулентен вискозитет в проектната схема,

като се вземе предвид профилното и крайното блокиране от граничния слой,

елиминиране на явленията на разделяне с увеличаване на дифузията на междулопатичните канали и промяна в степента на реактивност (изразена нестабилност на потока преди началото на вълната),

възможността за идентификация на обекта с помощта на математически модели с генетична оптимизация на параметрите.

Интегриран подход към модернизацията на турбинното оборудване

центробежен компресор-духалка;

междинни охладители;

система за пречистване на въздуха;

автоматична система за управление и защита.

Модернизация на компресорното оборудване

Основните направления на модернизация, практикувани от специалистите на Astronit:

подмяна на потоците с нови (т.нар. сменяеми потоци, включително работни колела и лопаткови дифузори), с подобрени характеристики, но в рамките на размерите на съществуващите корпуси;

намаляване на броя на етапите чрез подобряване на пътя на потока на базата на триизмерен анализ в съвременните софтуерни продукти;

нанасяне на лесни за носене покрития и намаляване на радиалните хлабини;

смяна на уплътненията с по-ефективни;

смяна на маслените лагери на компресора със "сухи" лагери с помощта на магнитно окачване. Това елиминира нуждата от масло и подобрява условията на работа на компресора.