Инструкция по эксплуатации турбины к 200 130

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ
СССР

Главтехуправление
ГЛАВЭнергорЕмОнт

ИНСТРУКЦИЯ
ПО ПРОВЕДЕНИЮ
ЭКСПРЕСС-ИСПЫТАНИЙ
ТУРБОУСТАНОВКИ
К-200-130 ЛМЗ

СЛУЖБА ПЕРЕДОВОГО ОПЫТА И ИНФОРМАЦИИ
СОЮЗТЕХЭНЕРГО

Москва 1978

Составлено предприятием Белэнергоремналадка и
Харьковским филиалом ЦКБ Главэнергоремонта

Составители инженеры М.Г. ТАРАЩУК, И.А. ЛАЗУТИН, Э.И. КУЛЬКОВ,
И.А. КОРОТОВЦЕВ, Н.М. КОШЕЛЬ (Белэнергоремналадка), Ю.А. АВЕРБАХ,
О.С. НАЙМАНОВ, Г.И. ЧЕРНЕНКОВА (ХФ ЦКБ Главэнергоремонта).

В методике определения КПД был использован опыт Южтехэнерго
(инженеры М.О. ГАЛУЩАК, П.С. АРХИПОВ, В.Е. ДМИТРИЕВ).

При составлении Инструкции учтены замечания Союзтехэнерго, ВТИ
им. Ф.Э. Дзержинского, а также ЛМЗ.

СОДЕРЖАНИЕ

УТВЕРЖДАЮ: Начальник Главтехуправления Л.А. ТРУБИЦЫН 15 апреля 1976 г.

УТВЕРЖДАЮ: Начальник Главэнергоремонта Ю.В. ШАБАНОВ 13 апреля 1976 г.

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

Настоящая Инструкция составлена на основе
«Временной инструкции по производству экспресс-испытаний турбинного
оборудования», утвержденной Главтехуправлением и Главэнергоремонтом
в феврале 1973 г., с учетом опыта, полученного при ее внедрении
в 1973 — 1975 гг., а также результатов ряда дополнительных расчетов, Служебной записки
Минэнерго СССР № ЮН-12025от 19 октября 1972 г. и «Инструкции по
организации ремонта энергетического оборудования электростанций и
подстанций» № ТО-506 «Б» от 27 июля 1974 г.

Данная Инструкция содержит рабочие программы, таблицы,
необходимые справочные материалы и примеры по испытаниям проточной
части, систем парораспределения, регенерации и регулирования,

Проверку состояния собственно турбины рекомендуется проводить в
следующем порядке:

1) снятие
характеристики системы парораспределения;

2) проверка
работы турбины на максимальном режиме;

3) оценка
состояния проточной части;

4) обследование
системы регенерации;

5) снятие
статической характеристики системы регулирования.

Необходимо подчеркнуть, что достоверность результатов испытаний
может быть обеспечена только при строгом выполнении всех требований
Инструкции.

Везде в тексте Инструкции и на рисунках приводятся абсолютные
значения давлений.

2. НАЗНАЧЕНИЕ
ЭКСПРЕСС-ИСПЫТАНИЙ

2.1. Каждая
турбоустановка в целях ее правильной эксплуатации и своевременного
выявления дефектов должна подвергаться периодическим тепловым
экспресс-испытаниям для:

— определения экономической целесообразности и объема
предстоящего ремонта;

— оценки качества произведенного ремонта;

— получения данных, необходимых для анализа работы отдельных
элементов турбоустановки;

— получения данных, необходимых для оценки текущего изменения
экономичности турбины в процессе эксплуатации.

2.2.
Значительное сокращение времени, средств и трудозатрат на
проведение экспресс-испытаний по сравнению с балансовыми
достигается за счет того, что:

— анализ состояния основных узлов производится главным образом
по сравнительным показателям, что обеспечивает достаточную точность
оценки состояния элементов оборудования. При этом отпадает
необходимость в организации трудоемких точных замеров расходов пара
и воды;

— узлы турбины испытываются раздельно (парораспределение,
проточная часть, регенерация и т.д.), в результате чего сокращается
количество опытов и число измеряемых величин, исключается
необходимость введения поправок на их взаимное влияние при
обработке данных.

2.3. Для
сопоставимости результатов условия проведения опытов (схема и режим
работы) должны повторяться при последующих испытаниях.

3. ЦЕЛИ И ПРИЧИНЫ
ПРОВЕДЕНИЯ ЭКСПРЕСС-ИСПЫТАНИЙ ЭЛЕМЕНТОВ ТУРБИНЫ

3.1.
Экспресс-испытания выполняются в случаях, указанных в табл. 1.

3.2. При
проведении экспресс-испытаний обязательно соблюдение требований
ПТЭ, ПТБ, инструкций, противоаварийных циркуляров и других
директивных материалов Главтехуправления Минэнерго СССР, инструкций
и директивных указаний заводов-изготовителей, местных
инструкций.

Таблица 1

Цели и причины проведения экспресс-испытаний

3.3. Если на
электростанции в тепловую схему турбоустановки по сравнению с
заводской внесены изменения, в рабочую программу испытаний данной
турбины должны быть внесены необходимые изменения с учетом
конкретных условий электростанции, обеспечивающие надежную работу
турбоустановки в процессе экспресс-испытаний.

4. ПРИБОРЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ
ПРИ ЭКСПРЕСС-ИСПЫТАНИЯХ

4.1. При
проведении экспресс-испытаний необходимо руководствоваться данными
табл. 2, где приведен перечень применяемых приборов, указаны места
измерений, измеряемая среда или параметры.

5. СХЕМА ИЗМЕРЕНИЙ ПРИ
ЭКСПРЕСС-ИСПЫТАНИЯХ

5.1. При
проведении экспресс-испытаний места измерения давления, температуры
и расхода должны устанавливаться в соответствии со схемой
измерений, приведенной на рис. 1.

6. СНЯТИЕ ХАРАКТЕРИСТИК
СИСТЕМЫ ПАРОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ

Из всего комплекса опытов, необходимых при проведении
экспресс-испытаний, данная серия опытов проводится первой; если
обнаружены дефекты системы парораспределения (неправильная
настройка, дросселирование в клапанах и др.), то их необходимо
устранить, чтобы исключить влияние этих дефектов на экономичность
проточной части.

Результаты этой серии опытов могут быть использованы при
определении КПД ЧВД в характерных точках (в положении полного
открытия всех или нескольких регулирующих клапанов — см. раздел
8.10).

Таблица 2

Перечень приборов, применяемых при
экспресс-испытаниях

6.1. Рабочая
программа

6.1.1. При
проведении опытов должны быть выполнены следующие условия:

а) турбина должна быть прогретой (не менее чем после 8 ч работы
с нагрузкой, близкой к номинальной);

б) регенерация турбины должна быть полностью включена;

в) произведено ступенчатое (через каждые примерно 30 т/ч)
изменение нагрузки (нагружение или разгружение) в пределах 120 —
210 МВт;

г) выбрано такое количество опытов, чтобы были зафиксированы
режимы в начале и конце открытия каждого клапана и две — три точки
между этими крайними положениями клапанов;

д) произведено на каждой «ступеньке» нагрузки 8 — 10 записей
показаний приборов через 2 — 3 мин;

е) допустимое отклонение параметров пара должно быть в пределах,
приведенных в табл. 3.

Таблица 3

Допустимые отклонения параметров пара при
проведении экспресс-испытаний

6.1.2. При
проведении опытов производится запись значений следующих
параметров:

— расхода свежего пара;

— хода сервомотора, угла поворота кулачкового вала ЦВД;

— подъема регулирующих клапанов ЦВД;

— положения синхронизатора;

— давления пара перед стопорным клапаном и за ними, за
регулирующими клапанами, в камере регулирующей ступени;

— температуры баббита колодок упорного подшипника (по штатному
прибору, проверенному перед опытом);

— барометрического давления;

— давления пара в контрольной ступени;

— осевого сдвига ротора.

Рис. 1. Схема измерений при экспресс-испытаниях турбоустановки
К-200-130 ЛМЗ:

а — расположение точек измерения давления
Р_к в конденсаторе; 1 — из деаэратора;
2 — в конденсатор; 3 — ось турбины; 4 — оси
конденсатора; p₁, p₂, …
p₇ — давление пара соответственно в I —
VII отборах

— место измерения давления,—
место измерения температуры,
место измерения расхода среды

6.2. Обработка опытных
данных

6.2.1.
Построение графиков и анализ результатов производятся после
подсчета средних опытных значений, введения к ним поправок и
приведения данных испытания к сопоставимым (номинальным)
условиям.

6.2.2. Вводятся
следующие поправки к показаниям приборов:

а) к показаниям манометров:

— на высоту установки манометра относительно точки
измерения;

— на погрешность прибора по протоколу тарировки цеха АТИ
электростанции;

— на барометрическое давление;

— на температуру столба ртути к ртутным манометрам и
вакуумметру;

б) к показаниям расходомеров:

— на погрешность вторичного прибора по протоколу тарировки цеха
АТИ электростанции;

— на отличие опытного удельного объема от расчетного значения
для сужающего устройства;

в) к показаниям эксплуатационных потенциометров температур
свежего пара:

— на погрешность вторичного прибора по протоколу тарировки цеха
АТИ электростанции;

г) к показаниям термопары по результатам ее проверки.

6.2.3.
Приведение к номинальным условиям предполагает сохранение
неизменным положения регулирующих клапанов, при этом к номинальным
(сопоставимым) условиям приводятся расход свежего пара и давление в
проточной части.

6.2.4.
Приведение давления в проточной части (за регулирующими клапанами,
в контрольных ступенях, в камерах регулирующих ступеней) к
номинальным условиям производится по формуле

(1)

где
— приведенное и опытное значения давлений;

— номинальное и опытное начальное давление.

6.2.5.
Приведение расхода пара к номинальным условиям производится:

а) на отличие опытного удельного объема от расчетного по
формуле

(2)

где
температура (°К) и давление, при которых рассчитано сужающее
устройство;

б) на отклонение параметров пара от номинальных (приведение к
номинальным условиям производится при неподвижной системе
парораспределения) по формуле

(3)

где

6.2.6. Порядок
обработки результатов опытов по снятию характеристики системы
парораспределения приведен в табл. 4.

6.3. Анализ результатов

6.3.1. По
результатам опытов строятся зависимости:

а) давления в камере регулирующей ступени и за регулирующими
клапанами от расхода пара на турбину:

б) расхода пара на турбину от положения сервомотора:

в) подъема штоков сервомоторов регулирующих клапанов от угла
поворота кулачкового вала, от положений сервомотора:

6.3.2. По
характеристикам
определяется дросселирование в полностью открытых клапанах
по отношению к состоянию пара перед стопорным клапаном. Суммарная
потеря давления в стопорном и регулирующих клапанах не должна
превышать значений, указанных заводом-изготовителем или полученных
во время испытания аналогичных турбин при заведомо правильной
настройке системы парораспределения. Повышенная потеря давления
свидетельствует о неполном открытии клапана. Если характеристика

отличается от заводской, то дефект — неправильная настройка
системы парораспределения. Если характеристика
не отличается от заводской, то дефект — люфт между штоком и
клапаном. Возможны случаи сокращения проходного сечения вследствие
выхода седла клапана из расточки.

6.3.3. Заводская
диаграмма очередности открытия регулирующих клапанов
предусматривает наиболее благоприятную статическую характеристику
при наименьшем дросселировании пара в клапанах. В связи с этим
необходимо проверять соответствие моментов начала открытия клапанов
заводской диаграмме или данным, полученным при правильной настройке
системы парораспределения во время испытаний.

При анализе правильности настройки системы парораспределения
необходимо также учитывать, что пологое протекание линии давления
за клапаном может происходить при износе сопл соответствующего
сегмента, а болев крутое — при завальцовке их.

6.3.4.
Зависимость
должна протекать плавно, с непрерывным нарастанием. Для
обеспечения требовании к системе регулирования эта зависимость
должна быть близка к линейной.

6.3.5. Диаграмма
парораспределения
должна удовлетворять требованиям заводской диаграммы. Обрыв
клапана по характеристике
определяется по равенству давлений за клапаном и в камере
регулирующей ступени.

6.3.6.
Зависимости температуры баббита колодок упорного подшипника и
осевого сдвига от давления в камере регулирующей ступени ЦВД

позволяют оценить надежность упорного подшипника, а также
используются при анализе изменения состояния проточной части
турбины.

Таблица 4

6.4. Примеры
результирующих кривых

На рис. 2 и 3 приведены примеры построения диаграмм
парораспределения.

Рис. 2. Диаграмма
парораспределения (на примере Молдавской ГРЭС):

D₀ — расход свежего пара;
P_кл — давление в клапанах

7. ПРОВЕРКА РАБОТЫ
ТУРБИНЫ С МАКСИМАЛЬНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ НАГРУЗКОЙ

7.1. Рабочая
программа

7.1.1. Условия
проведения опытов:

— схема работы турбины — с полностью включенной регенерацией,
подача пара к станционным потребителям не производится;

— на турбине устанавливается максимально возможная электрическая
нагрузка, нагружение прекращается при достижении предельного
значения одной из контрольных величин (давление пара в регулирующей
ступени турбины не превышает максимально допустимых значений для
отборов на ПНД № 1 — 0,26 кгс/см²; на ПНД № 2 — 1,29
кгс/см²; не превышается максимально допустимая нагрузка
котла и генератора; температура колодок упорного подшипника не выше
90 °C);

Рис. 3. Зависимость хода
клапанов (h) ЦВД и ЦСД от хода сервомотора и угла поворота
кулачкового валика (холодная турбина) на примере Молдавской
ГРЭС:

1, 2, 3, 4 — соответственно клапаны № 1, № 2, № 3,
№ 4

— производится 8 — 10 записей показаний приборов через 2 — 3
мин;

— допустимые отклонения параметров пара должны соответствовать
данным, приведенным в табл. 3;

— опыт может сопровождаться обследованием потерь давления пара в
главных паропроводах и трактах промежуточного промперегрева;

— пар на уплотнения подается от постороннего источника.

7.1.2. При
проведении опытов производится запись значений следующих
параметров:

— электрической мощности генератора;

— расхода свежего пара;

— расхода питательной воды через ПВД;

— хода сервомотора ЧВД;

— положения синхронизатора;

— давления перед и за стопорными клапанами, за регулирующими
клапанами, в камере регулирующей ступени, до и после промперегрева,
в контрольной ступени;

— температуры перед стопорными клапанами, до и после
промперегрева;

— осевого сдвига и относительного положения роторов;

— температуры колодок упорного подшипника, нагрева масла в
опорных подшипниках;

— вакуума в конденсаторе;

— барометрического давления;

— температуры питательной воды за ПВД.

7.2. Обработка опытных
данных

7.2.1.
Производится подсчет средних измеренных значений, введение поправок
к показаниям приборов (как и в серии опытов по снятию характеристик
системы парораспределения).

Затем приводятся данные испытания к номинальным (сопоставимым)
условиям (как и в серии опытов по оценке состояния проточной
части).

7.2.2. Если
приведенное значение давления в контрольной ступени получено выше
допустимого, то необходимо определить максимально возможную
мощность турбины при допустимом давлении в контрольной ступени,
используя линейную зависимость давления в ступени от мощности.

7.2.3. Порядок
обработки результатов опыта при максимальной нагрузке представлен в
табл. 5.

7.3. Анализ
результатов

7.3.1. Проверка
работы турбины при максимальной электрической нагрузке заключается
в определении максимальной мощности и лимитирующих ее факторов.
Сравнение полученного значения мощности с данными последующих
испытаний позволит сделать заключение об общем изменении
экономичности турбоагрегата.

7.3.2. Выявление
максимально возможной мощности каждого турбоагрегата (блока) имеет
большое значение для энергосистемы, так как позволяет определить
кратковременную допустимую перегрузку оборудования для покрытия
острой нехватки мощности при аварийной ситуации в системе.

Проверяется соответствие максимальной мощности расходу пара в
конденсатор по давлению в контрольной ступени, а также
соответствие, давления в контрольных ступенях расходу пара на
турбину (при чистой проточной части).

Устанавливается предельное положение синхронизатора, выше
которого изменения нагрузки не происходит. Положение синхронизатора
при эксплуатации не должно превышать предельного значения во
избежание недопустимого повышения частоты вращения при сбросе
электрической нагрузки.

7.3.3.
Температура баббита колодок упорного подшипника и значение осевого
сдвига позволяют оценить надежность упорного подшипника и, кроме
того, используются при анализе состояния проточной части.

Таблица 5

Сводные данные результатов опытов с максимальной
электрической загрузкой

8. ОЦЕНКА СОСТОЯНИЯ
ПРОТОЧНОЙ ЧАСТИ

8.1. Рабочая программа
испытаний

8.1.1. При
проведении опытов в работе находятся два котла (для
дубль-блоков).

8.1.2. На
турбине устанавливается нагрузка около 90 МВт.

8.1.3. Собрать
схему, при которой расход пара на турбину равен расходу основного
конденсата:

а) отключить ПВД № 5, 6, 7 по пару, питательной воде, дренажу и
отсосу воздуха;

б) отключить ПНД № 3, 4 по пару, дренажу и отсосу воздуха, ПНД №
1, и 2 остаются включенными по нормальной схеме;

в) отключить пар на испарители и другие нужды
электростанции;

г) отключить РУ 30/6, БРОУ 1, 2;

д) закрыть пар на деаэратор 6 кгс/см² из отборов
турбины, открыть подачу пара на деаэратор от постороннего
источника;

е) подать пар на уплотнения и эжектор от постороннего
источника;

ж) подача химически обессоленной воды и постороннего конденсата
в конденсатор не производится;

з) давления конденсата в камерах подачи и отсоса от уплотнений
ПЭН установить минимально допустимыми;

и) закрыть дренажи цилиндров турбины, перепускных труб,
паропроводов отборов между турбиной и закрытой арматурой на этих
паропроводах;

к) проверить отключение регенеративных подогревателей по
снижению температуры воды за ними.

Проверить плотность закрытых дренажей. Температура питательной
воды за ПВД должна быть равна температуре в деаэраторе с учетом
нагрева в питательном насосе.

8.1.4. Опыты по
оценке состояния проточной части проводятся при неподвижном
положении регулирующих клапанов ЧВД, для чего ввести ограничитель
мощности (необходимо вращать маховик ограничителя мощности до
начала прикрытия регулирующих клапанов), после чего небольшим
воздействием на синхронизатор в сторону «Прибавить» достигается
неподвижность регулирующих клапанов. Регулятор давления «До себя»
должен быть отключен.

8.1.5. Запись
показаний приборов производится после стабилизации режима с
периодичностью 3 — 4 мин; запись мощности генератора — через 1 мин.
Продолжительность опыта — 30 мин.

8.1.6.
Допустимое отклонение параметров во время опытов в соответствии с
табл. 3.

8.1.7. После
окончания опыта продуть паропроводы отборов и снова закрыть
дренажи.

8.1.8. Опыты
повторить еще при трех нагрузках (примерно 115, 140 и 170 МВт).

8.1.9. В
перерывах между опытами накапливать уровень в деаэраторе 6
кгс/см² подачей на конденсатор химически обессоленной
воды или конденсата из БЗК.

8.1.10. Расход
пара через последнюю ступень турбины не должен превышать 426 т/ч,
давление в камерах отборов не должно быть более: на ПНД № 1 — 0,26
кгс/см², ПНД № 2 — 1,29 кгс/см², в ресивере —
1,29 кгс/см².

8.1.11. До
проведения опытов ответственный исполнитель подготовляет данные для
заполнения табл. 6.

8.1.12.
Производится запись значений следующих параметров:

— электрической мощности генератора;

— давления пара перед стопорными клапанами, в камере
регулирующей ступени ЦВД, давления пара в камере I отбора, в линии
холодного промперегрева, перед стопорными клапанами ЦСД, в камерах
III, IV, V, VI, VII отборов;

— вакуума в конденсаторе;

— барометрического давления;

— температуры свежего пара;

— температуры пара после промперегрева;

— расхода конденсата через сальниковый подогреватель;

— температуры конденсата на входе в ПВД № 1, 2 и выходе из
них;

— температуры на входе в сальниковый подогреватель и выходе из
него;

— расхода пара, отсасываемого из переднего уплотнения ЦВД;

— давления и температуры пара перед расходомерной шайбой на
трубопроводе отсоса из уплотнений.

Таблица 6

Проверка готовности схемы турбоустановки к
проведению экспресс-испытаний проточной части

8.2. Методика обработки
полученных результатов

8.2.1. После
приведения показаний приборов к фактическим значениям (с учетом
высоты установки, погрешности и т.д. — см. табл. 4 и 5) величины
приводятся к номинальным условиям.

За номинальные параметры приняты:
t^н₀ = 540 °C,
t^н_пп = 540 °C
P^н₀ = 130 кгс/см²,
P^н_K = 0,035
кгс/см².

Порядок обработки опытных данных и последовательность операций
по приведению к номинальным условиям приведены в табл. 7.

8.2.2. Все
давления в проточной части до тракта промперегрева приводятся также
к одинаковой зависимости P^н₂ =
f(P_контр).

Это необходимо для того, чтобы давления в ЦВД можно было
сравнивать в условиях опытов с различными потерями в тракте
промперегрева или разной степенью заноса солями ЦСД.

8.2.3. Для
упрощения расчетов и с учетом линейного характера зависимостей
P_i = f(P_контр) и
N^пр₉ =
f(P_контр) поправки на ряд давлений
(P₂, P_ППГ,
P₃, P₄) не вносятся.

Как видно из табл. 7, для построения графиков используются
фактически измеренные значения этих давлений.

Поправки вносятся:

— к давлению в регулирующей ступени P_р.ст и в
первом отборе P₁: на температуру пара
промперегрева K_t и на начальные параметры
пара;

— к давлению P₅: на температуру пара
промперегрева
;

— к давлениям P₆ и Р₇: на
температуру пара промперегрева
— и на включение ПНД № 1 и 2 —
;

— к мощности: на начальные параметры пара
— потерю давления в тракте промперегрева
, температуру пара промперегрева K_t,
cosj(?_cosj)
конечное давление
и сохранение в работе части ПНД
. Если имеется, вносится тарировочная поправка на мощность
DN_t.

8.2.4. При
предварительной оценке правильности опытов допустимо поправки на
P_р.ст, и Р₁ вносить без учета
коэффициента A, а K?_t вообще не
учитывать.

Предварительную оценку основных результатов испытаний
целесообразно сделать непосредственно во время первой серии опытов,
рассчитывая отношения давлений согласно табл. 8.

8.2.5. До
построения графиков с целью повышения точности результатов и
отбрасывания явно ошибочных значений можно рекомендовать
рассчитывать отношения давлений согласно табл. 8.

Практика показывает, что в пределах одного опыта эти отношения
весьма близки одно к другому. Если же какое-то одно значение
P_i / P_контр существенно
отличается от среднего значения, это свидетельствует об ошибочности
данного измерения. Результаты по этой точке не должны
использоваться при обработке данных.

Возможен вариант, когда все отношения давлений (или абсолютное
их большинство) примерно на один и тот же процент отличаются от
аналогичных значений в других опытах данной турбины. Это
свидетельствует об ошибке в измерении давления в контрольной
ступени, следствие этого за контрольное давление должно быть
принято давление в близлежащем отборе.

8.2.6. При
составлении отношений
необходимо иметь в виду, что линия
выходит не из начала координат, так как в зоне малых
мощностей зависимость мощности от давления криволинейная.

8.2.7. Все
данные опытов обрабатываются и строятся в зависимости от давления в
контрольной ступени, т.е.
P_i =
f(P_контр).

Кроме того, зависимость
строится еще для двух давлений —
Р?_контр = P₄
P?_контр = P₅, которые
подбираются с целью подтверждения правильности выбора контрольного
давления.

Таблица 7

Обработка опытных данных

^*Порядковый номер величин, полученных непосредственно
во время опыта, отмечен знаком ().

При анализе результатов испытаний учитываются данные всех
графиков.

Примечание. Если за Р_контр принимается другое
давление, а не P₃, то отношения давлений строятся
в зависимости от нового давления, принимаемого в качестве
контрольного.

Для возможности сопоставлений данные предыдущих испытаний
перестраиваются на новое давление P_контр.

Таблица 8

Отношения давлений (P_i /
P_контр) и мощности
(N_э^пр / P_контр)
(обработка опытных данных)

8.3. Типовые ошибки при
испытаниях

8.3.1. Испытания
проточной части проводятся с полностью включенной регенерацией, что
недопустимо.

Как правило, в работе могут оставаться два (или один) ПНД —
первые по ходу конденсата.

Деаэратор должен работать от постороннего источника в
обязательном порядке.

8.3.2.
Сохраняется в работе впрыск охлаждающей воды в линию
промперегрева.

Как правило, предельные режимы (среди прочих) при опытах должны
определяться условием допустимой температуры пара после
промперегрева без добавки охлаждающей воды. Если же это невозможно
на режимах, на которых производится впрыск охлаждающей воды, сам
впрыск должен быть по возможности минимальным; и значение его
обязательно должно фиксироваться наряду с остальными
величинами.

При наличии впрыска необходимо ввести поправки к мощности и
давлениям после промперегрева в соответствии с приведенными ниже
рис. 19 и 20.

8.3.3. Испытания
проводятся при работе турбины с подвижными органами
парораспределения, без ограничителя мощности на каждой ступеньке
нагрузки, что снижает точность результатов из-за повышенного
разброса опытных точек. Поэтому задействование ограничителя
мощности необходимо.

В отдельных случаях впредь до установки ограничителя мощности,
когда ограничение подвижности органов парораспределения по каким-то
причинам невозможно, длительность и количество измерений в каждом
опыте должны быть увеличены в 1,5 раза. При этом регулятор давления
«До себя» во время проведения опытов должен быть обязательно
отключен.

8.3.4. Измерение
мощности производится по счетчику. Учитывая более низкий класс
точности счетчика, такое измерение можно использовать как
вспомогательное. Основное, измерение мощности следует производить
методом двух ваттметров (по схеме Аарона) по проверенным приборам
класса 0,2 (в виде исключения класса 0,5). При проверке должен
составляться протокол поправок, учитываемый при обработке
данных.

8.3.5. При
испытаниях не записываются значения температур перед и за ПНД,
оставленными в работе, а также значения расхода пара и питательной
воды. Отсутствие этих данных делает невозможным правильную
обработку материалов.

8.3.6. Измерения
давлений производятся по штатным приборам.

В этом случае испытания теряют смысл. Измерения давлений должны
производиться контрольными (или образцовыми) приборами класса 0,5 —
0,6.

При отсутствии полного комплекта таких приборов следует наиболее
высококлассные приборы установить на давлениях
P₀, P_р.ст,
P₁, P₂, P₃,
P₄, P₅.

Для остальных точек штатные приборы должны быть тщательно
проверены со снятием шкалы поправок в рабочем диапазоне измеряемых
величин.

8.3.7. Некоторые
манометры в области низких давлений и вакуума устанавливаются
неправильно, что приводит к образованию воздушных мешков (за счет
гибов и т.д.) и искажает результаты. Правильность показаний таких
приборов должна быть проверена по каждой турбине с помощью продувки
импульсных линий.

8.4. Анализ полученных
результатов

Настоящий раздел содержит только некоторые рекомендации и выводы
типового характера, которые можно сделать на основе полученных
результатов.

8.4.1. В случае
если испытания проведены тщательно и с соблюдением всех требований,
изложенных в данной Инструкции, объем и достоверность полученных
результатов весьма велики, точность конечного результата —
квадратичная погрешность s = ± 0,4 %. Большое значение при анализе
результатов имеет общее число выполненных испытаний за предыдущий
период (в том числе и по данному блоку), а также опыт, накопленный
персоналом, проводящим испытания.

8.4.2. Прежде
всего, следует окончательно определить, какое из давлений будет
принято за контрольное. На основе опыта испытаний турбин данного
типа рекомендуется в качестве контрольного принять давление пара
P₅ (давление на ПВД № 5). В первой же серии
опытов непосредственно по данным измерений с учетом поправки на
высоту и погрешность прибора должны быть составлены отношения

Полученные значения сравниваются с результатами предыдущих,
испытаний. Как правило, эти отношения остаются неизменными либо
меняются в незначительных пределах (до 1 — 2 %).

Если предыдущие испытания не проводились, результаты нужно
сравнить со средними данными испытаний на других ГРЭС, приведенными
в табл. 8. В этом случае отклонение может достигать 5 — 6 %.

Если фактические значения для трех из указанных выше отношений
превышают приведенные в табл. 8 средние значения и при этом
одинаковы по знаку (например, все отношения давлений, составленные
по измерениям данного испытания, меньше, чем в предыдущих
испытаниях, на 3 %), то это свидетельствует о неправильности
измерения давления в контрольной точке. В этом случае необходимо
повторно тщательно проверить правильность измерения контрольного
давления. Если причина несовпадения в давлениях не будет обнаружена
и устранена, за P_контрпринимается давление
P₄ или P₅, которое окончательно
проверяется после обработки всех данных и построения зависимости
P_i = f(P_контр).

8.4.3.
Зависимость
является основной для количественного определения изменения
экономичности турбины. Среднее значение из нескольких (для одного
испытания, но в разных местах кривой) и дает значение изменения
полученной мощности по сравнению с предыдущими испытаниями. Так, на
кривых рис. 4 это составляет примерно + 2 %.

8.4.4. Для
оценки возможных изменений в проточной части используются
зависимости P_i =
f(P_контр). При этом:

а) совпадение этих зависимостей при разных испытаниях
свидетельствует об отсутствии существенного изменения состояния
проточной части;

б) если линии давления в ЦВД или ЦСД идут ниже (более полого)
чем в предыдущих испытаниях, это свидетельствует об увеличении
зазоров.

Подтверждающим обстоятельством может служить тот факт, что чем
выше само давление, тем его относительное падение должно быть
больше;

в) повышение давления по ступеням (линии давлений идут выше и
круче) свидетельствует о заносе проточной части солями;

г) изменение давления только в каком-то одном месте при
правильности этого измерения свидетельствует о местном изменении в
проточной части (например, забивании сопл посторонними включениями)
или изменении схемы (например, переносе точки сброса пара из
уплотнений).

8.4.5. Изменения
давлений по ступеням в процессе эксплуатации могут носить различный
характер. Изменение мощности в процессе эксплуатации может быть
только в сторону уменьшения (кроме случая измерения мощности перед
промывкой проточной части турбины и после нее, когда проточная
часть существенно — более чем на 5 % — занесена солями). В
остальных случаях измерение мощности (и собственно все испытания
проточной части) должны быть повторены как непредставительные.

8.4.6.
Окончательный анализ изменения состояния проточной части
производится сравнением данных двух испытаний или более по
зависимости
и P_i = f(P_контр)
и подтверждением изменения значения максимальной мощности при
постоянном (максимальном) давлении в контрольных ступенях (см.
разд. 7). При необходимости конкретизации повреждения цилиндров
турбины возможно проведение опытов по определению КПД отсеков (см.
разд. 8.10). Значение осевого усилия, определяемого по температуре
колодок упорного подшипника (см. п. 6.3.6), помогает совместно с
характеристикой
выяснить причину изменения состояния проточной части
турбины.

Суть этого совместного анализа заключается в том, что изменения
мощности и давления по ступеням имеют одинаковый знак при изменении
зазоров, как в диафрагменных, так и в надбандажных уплотнениях, а
значение осевого усилия увеличивается при увеличении зазоров в
диафрагменных уплотнениях и уменьшается при увеличении зазоров в
надбандажных уплотнениях.

8.5. Проверка
готовности схемы турбоустановки к проведению экспресс-испытаний
проточной части

8.5.1. Перед
проведением экспресс-испытаний проточной части турбины необходимо
осуществить проверку готовности схемы турбоустановки в соответствии
с табл. 6, где указываются проверочные операции и контрольные
величины.

8.6. Обработка опытных
данных

8.6.1. Обработка
опытных данных по оценке состояния проточной части турбины
осуществляется в соответствии с табл. 7.

8.7. Примеры
результирующих кривых

8.7.1.
Зависимость мощности турбины от давления в контрольной ступени —

(на примере Молдавской ГРЭС) приведена на рис. 4.

8.7.2.
Зависимость давления в отборах от давления в контрольной ступени —
P_i = f(P₃) (на примере
молдавской ГРЭС) приведена на рис. 5.

8.8. Поправки к
мощности турбины на отклонение начальных параметров пара от
номинальных

8.8.1. Поправки
к мощности на отклонение температуры (а) и давления
(б) свежего пара от номинальных приведены на рис. 6.

8.8.2. Поправка
к мощности на отклонение температуры пара промперегрева от
номинальной приведена на рис. 7.

8.8.3. Поправка
к мощности на изменение потери давления в тракте промперегрева
приведена на рис. 8.

8.8.4.
Поправочный коэффициент на изменение начального давления и
температуры пара —
приведен на рис. 9.

8.8.5.
Поправочный коэффициент на изменение температуры пара промперегрева

приведен на рис. 10.

8.8.6.
Зависимость приведенного давления за ЦВД от давления в контрольной
ступени приведена на рис. 11.

Рис. 4. Зависимость
мощности турбины от давления в контрольной ступени
(на примере Молдавской ГРЭС):

? — испытание до капитального ремонта, март 1971
г.; * — испытание до капитального ремонта, март 1972 г.; 0 —
испытание после капитального ремонта, июнь 1972 г.; ? — испытание
после капитального ремонта, август 1972 г.; ? — текущие испытания,
январь 1973 г.; — — текущие испытания, февраль 1974 г.

8.8.7.
Поправочный коэффициент для пересчета давлений по формуле Флюгеля
приведен на рис. 12.

Рис. 5. Зависимость
давлений в отборах от давления в контрольной ступени
P_i = f(P₃) (на примере
Молдавской ГРЭС)

Условные обозначения см. рис. 4

8.8.8. Поправка
для приведения показаний ртутного манометра и барометра с латунной
шкалой к 0 °C и поправка к давлениям в отборах на изменение КПД ЦСД
приведены на рис. 13.

8.8.9. Поправка
к мощности на отклонение cos? от номинального
приведена на рис. 14.

8.8.10. Поправка
к мощности на отклонение давления отработавшего пара в конденсаторе
приведена на рис. 15.

Рис. 6. Поправки к
мощности на отклонение параметров свежего пара от номинальных (по
данным ВТИ им. Ф.Э. Дзержинского):

а — на отклонение температуры; б —
на отклонение начального давления

8.9. Дополнительные
поправочные коэффициенты

8.9.1.
Зависимость
приведена на рис. 16.

8.9.2.
Зависимость
приведена на рис. 17.

8.9.3.
Зависимость
приведена на рис. 18.

8.9.4.
Дополнительные поправочные коэффициенты к давлениям пара в отборах
и к мощности турбины в зависимости от расхода на впрыск в линию
промперегрева (дополнение к п. 8.6) приведены соответственно на
рис. 19 и 20.

Рис. 7. Поправка к
мощности на отклонение температуры пара промперегрева от
номинальной (по данным ВТИ им. Ф.Э. Дзержинского)

Примечания: 1. Приведенные давления в отборах
P₃ — P₇ — из табл. 7; в случае
D_{в пр} ? 0 приводится к номинальному режиму без
впрыска по формуле
; приведенная мощность — по формуле

2. Зависимости
P_i= f(P_контр), N
= f(P_контр) строятся по приведенным
значениям
.

8.10. Определение КПД
цилиндров высокого и среднего давления

С целью конкретизации причин изменения экономичности турбины
рекомендуется проводить специальные опыты по определению КПД ЦВД и
ЦСД.

При проведении этой серии опытов следует предусмотреть на
турбине дополнительные точки измерений, обеспечив дублирование
измерения температур после ЦВД и ЦСД.

Рис. 8. Поправка к
мощности на изменение потери давления в тракте промперегрева (по
данным ВТИ им. Ф.Э. Дзержинского)

Примечание. Потеря давления в процентах отнесена к давлению
перед клапанами ЦСД.

Рис. 9. Поправочный
коэффициент на изменение начального давления и температуры
пара:

где T — абсолютная температура,°К

Рис. 10. Поправочный
коэффициент на изменение температуры пара промперегрева:

где T — абсолютная температура, °К

Рис. 11. Зависимость
приведенного давления за ЦВД от давления в контрольной ступени

Для получения достоверного значения КПД цилиндра необходимо
обеспечить измерения температур с точностью ± 1,5 °C.

8.10.1. Рабочая
программа. Определение КПД ЦВД производится при полном открытии
всех или нескольких групп регулирующих клапанов.

Система регенерации включена полностью.

Полное открытие всех регулирующих клапанов ЧВД обеспечивается
некоторым снижением давления свежего пара перед турбиной.

Определение КПД ЦСД производится при полностью включенной
системе регенерации.

При проведении опытов допускается отклонение параметров пара,
приведенное в табл. 3.

8.10.2.
Производится запись значений следующих параметров:

— расхода свежего пара;

— положения регулирующих клапанов ЧВД;

— давления и температуры перед стопорными клапанами ЦВД и
ЦСД;

— давления и температуры пара за ЦВД и ЦСД.

Рис. 12. Поправочный
коэффициент для пересчета давлений по формуле Флюгеля:

Рис. 13. Вспомогательные
поправочные коэффициенты:

а — поправка для приведения показаний
ртутного термометра и барометра с латунной шкалой к 0 °С (для
прибора со стальной шкалой поправку умножить на 1,03);
H₀ = H — DH_t;
t_в — температура окружающего воздуха; б —
поправка к давлениям в отборах на изменение КПД ЦСД;
P_i — давление в отборе; D? — снижение КПД ЦСД

8.10.3.
Обработка опытных данных. Анализ результатов производится после
подсчета средних опытных значений и введения поправок.

Внутренний относительный КПД определяется по следующим
формулам:

(4)

(5)

где
— использованный и адиабатический теплоперепад ЧВД;

i₀ — энтальпия свежего пара;

— энтальпия пара после ЧВД по измеренным параметрам и
соответственно адиабатическому расширению;

— использованный и адиабатический теплоперепад ЧСД;

Рис. 14. Поправка к
мощности на отклонение cosj от номинального.

Рис. 15. Поправка к
мощности на отклонение давления отработавшего пара в
конденсаторе:

— расход пара на входе в ЦНД, который для условий
экспресс-испытаний принимается равным начальному расходу пара
D₀;
— изменение мощности на клеммах генератора

Примечание. Средняя поправка к мощности на
прямолинейных участках, ограниченных прямыми I-I — II-II, на ± 0,01
кгс/см² составляет ± 1900 кВт (на два потока пара)

— энтальпия пара перед отсечными клапанами ЧСД;

— энтальпия пара после ЧСД по измеренным параметрам и
соответственно адиабатическому расширению.

Энтальпия пара определяется по «Таблицам теплофизических свойств
воды и водяного пара» («Стандарт», 1969).

Рис. 16.
Дополнительный поправочный коэффициент к
давлениям при сохранении в работе ПНД № 1 и ПНД № 2:

Рис. 17. Дополнительный
поправочный коэффициент к мощности при сохранении в работе ПНД №
1 и ПНД № 2:

Рис. 18. Дополнительный
поправочный коэффициент к давлениям пара в отборах от температуры в
линии горячего промперегрева:

Разность между номинальным и опытным значением
температур пара в линии горячего промперегрева

8.10.4. При
больших изменениях КПД ЧСД (более 2 %) на давления в ЧСД вводится
поправка (см. рис. 13, б).

Рис. 19. Дополнительный
поправочный коэффициент к давлениям пара в отборах в зависимости от
расхода пара на впрыск в линию горячего промперегрева:

I-I — линия предельных значений впрыска, выше
которых точность обработки данных существенно снижается;
D₀ — соответствует значению начального расхода
пара

Примечание. С учетом впрыска давления
P₃ — P₇ приводятся к режимам
без впрыска по формуле

9. ПРОВЕРКА РАБОТЫ
СИСТЕМЫ РЕГЕНЕРАЦИИ, ПОДОГРЕВАТЕЛЕЙ СЕТЕВОЙ ВОДЫ И
КОНДЕНСАТОРА

9.1. Рабочая
программа

3.1.1. Условия
проведения опытов¹:

¹
Подогреватели сетевой воды и регенеративные подогреватели могут
испытываться одновременно и раздельно.

— турбина работает по нормальной схеме с полностью включенной
регенерацией;

— опыты проводятся при нагрузках 60 — 70 и 100 %
номинальной;

— подпитка блока в конденсатор в течение каждого опыта
постоянна;

— особенно тщательно контролируется наличие уровней конденсата
во всех подогревателях, а также отсутствие протечек помимо,
них;

— допустимые отклонения параметров пара — в соответствии с табл.
3;

— запись показаний приборов производится через 5 мин;
длительность каждого опыта 30 мин;

— допустимое отклонение электрической нагрузки от установленной
в течение опыта ? 2 %;

— давление в деаэраторе равно номинальному.

Рис. 20. Дополнительный
поправочный коэффициент к мощности в зависимости от расхода пара на
впрыск в линию горячего промперегрева:

I-I — линия предельных значений впрыска, выше
которой точность обработки данных существенно снижается;
D₀ соответствует значению начального расхода
пара

9.1.2.
Производится запись значений следующих параметров:

— расхода свежего пара;

— расхода питательной воды через ПВД;

— температуры воды на входе и выходе (до и после обвода) и
дренажа на выходе из каждого подогревателя;

— давления пара в камерах отборов (у турбин) и в
подогревателях;

— вакуума в конденсаторе;

— барометрического давления;

— температуры конденсата после конденсатора, циркуляционной воды
на входе и выходе из конденсатора, до и после охладителя пара из
уплотнений;

— присоса воздуха в вакуумную систему;

— давления в деаэраторе 6 кгс/см².

9.2. Обработка опытных
данных

9.2.1. На
основании опытных данных производится подсчет средних измеренных
значений. Требуется ввести поправки к показаниям манометров на
высоту установки прибора (относительно точки забора импульса), по
протоколу тарировки цеха АТИ электростанции, на барометрическое
давление.

9.2.2.
Производится подсчет температурных напоров регенеративных
подогревателей, подогревателей сетевой воды и конденсатора,
переохлаждения конденсата в конденсаторе, потерь давлений в
трубопроводах от турбины до подогревателей. Температурный напор
конденсатора подсчитывается как разность температур насыщения при
измеренном давлении в конденсаторе и температуры циркуляционной
воды на выходе.

9.2.3. Порядок
обработки результатов опытов по обследованию системы регенерации,
конденсатора и подогревателей сетевой воды представлен в табл.
9.

9.3. Анализ результатов
испытаний

9.3.1.
Эффективность работы системы регенерации следует оценивать
сравнением температуры на выходе из каждого регенеративного
подогревателя с ее номинальным значением, установленным для каждого
подогревателя типовыми характеристиками или в результате тепловых
испытаний при наиболее рациональном режиме его эксплуатации.

9.3.2. Для
сравнения работы регенеративных подогревателей и подогревателей
сетевой воды с данными последующих испытаний или данными типовой
характеристики строится график зависимости температуры на выходе из
каждого подогревателя от давления в соответствующем отборе
(измеренного непосредственно у турбины) —

t_вых=
f(P_отб).

Таблица 9

Результаты опытов по обследованию системы
регенерации, конденсатора и подогревателей сетевой воды (на примере
Молдавской ГРЭС)

На этом графике наносятся:

а) линия температуры насыщения в зависимости от давления в
отборе;

б) линия температуры насыщения при давлении в подогревателе в
зависимости от давления в отборе, если потери в паропроводе от
турбины до подогревателя составляют 0,07 P_отб;
при сравнении фактической температуры за подогревателем с этой
зависимостью автоматически учитывается допустимое снижение нагрева
из-за наличия допустимых потерь давления в паропроводе;

в) линии номинальных нагревов за каждым подогревателем в
зависимости от давления в камерах отборов на основании типовых
характеристик или по результатам балансовых испытаний турбин (для
построения этих зависимостей используются графики: зависимость
давлений в камерах отборов от расхода пара на турбину и зависимость
температур за подогревателями от расхода пара на турбину);

г) точки или линии фактических температур за подогревателями по
результатам экспресс-испытаний.

При отсутствии данных по номинальным температурам за каждым
подогревателем производится сравнение фактических температур с
температурами насыщения при давлениях в отборах, а также с данными
предыдущих испытаний и испытаний аналогичных турбин.

9.3.3. Данные
опытов по исследованию регенерации в предлагаемом объеме (см.
раздел 9.1) не являются основанием для изменения норм
t_п.в. Нормы могут быть изменены только
после проведения более детальных испытаний в широком диапазоне
нагрузок с учетом возможного загрязнения трубной системы
регенеративных подогревателей.

9.3.4. Главными
показателями нормальной работы подогревателей сетевой воды являются
поддержание минимального температурного напора и обеспечение
допустимого падения давления в паропроводах, идущих к ним. Для
подогревателей сетевой воды также строится график
t_вых =
f(P_отб).

9.3.5. Так как
экономичная работа турбины зависит от наладки системы регенерации,
следует проводить обследование регенеративных подогревателей,
подогревателей сетевой воды ежеквартально по упрощенной программе.
При этом измеряются для каждого подогревателя (при любой нагрузке
турбины) только давление в камере отбора (манометром класса 0,5) и
температура воды за подогревателем. Эти данные наносятся на график
t_вых = f(P_отб);
если опытная точка температуры за подогревателем оказывается ниже
линии номинального нагрева, требуется наладка подогревателя.

9.3.6.
Эффективность работы конденсатора оценивается сравнением
температурного напора и переохлаждения конденсата с нормативными
значениями, а также поддержанием норм вакуума.

Нормативные данные по конденсатору, а также методике контроля за
правильной эксплуатацией конденсатора и анализа
технико-экономических показателей представлены в «Нормативных
характеристиках конденсационных установок паровых турбин типа «К»
(СЦНТИ ОРГРЭС, 1974).

10. СНЯТИЕ СТАТИЧЕСКОЙ
ХАРАКТЕРИСТИКИ СИСТЕМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ ТУРБИНЫ

10.1. Рабочая программа
опытов

Опыты на холостом ходу

10.1.1.
Разгрузить блок. По мере разгружения один корпус котла перевести на
растопочную нагрузку, затем остановить. Закрыть ГПЗ-2 от этого
корпуса.

Разгрузить второй корпус до растопочной нагрузки. Параметры пара
номинальные.

10.1.2.
Перевести защиты котла на сигнал, вывести из работы защиты блока и
турбины по отключению генератора.

10.1.3.
Разгрузить турбину до нуля, отключить генератор от сети.

Примечание. Изложенное в пп. 10.1.1 — 10.1.3 может быть
видоизменено по условиям эксплуатации, однако должно быть
достигнуто состояние холостого хода турбины при номинальном
давлении свежего пара.

10.1.4. Открыть
пусковой байпас, главную паровую задвижку закрыть

10.1.5.
Возбудить генератор для возможности измерять частоту вращения по
частотомеру. Напряжение возбуждения устанавливается близким к
номинальному.

10.1.6.
Установить синхронизатором частоту вращения 3080 — 3100 об/мин.

10.1.7.
Приготовиться к записи значений следующих параметров:

а) хода сервомотора ЧВД по миллиметровой шкале с точностью ± 1
мм;

б) частоты вращения по лабораторному частотомеру класса 0,2 с
ценой деления 0,1 Гц.

10.1.8.
Прикрывая байпас ГПЗ, уменьшать расход пара на турбину до тех пор,
пока частота вращения не станет медленно понижаться. Сервомотор ЧВД
при этом начнет медленно открываться. Медленного протекания этого
процесса следует добиваться плавностью регулировки подачи пара.

10.1.9. С
момента «страгивания» (начала перемещения) сервомотора наблюдатель
у частотомера подает звуковые (световые) сигналы к фиксированию
положения сервомотора и частоты тока при прохождении стрелки
частотомера через целые деления (максимально через два
деления).

10.1.10. При
достижении полного открытия сервомотора начать увеличение расхода
пара на турбину с тем, чтобы повторить фиксацию параметров на
обратном ходу для получения значения нечувствительности
регулирования.

Примечание. При уменьшении частоты вращения не допускать ее
снижения сверх необходимой для полного открытия сервомотора во
избежание опасного снижения напорного давления масла. Пусковой
маслонасос системы регулирования в этой связи должен быть
подготовлен к пуску.

10.1.11. При
номинальном давлении пара перед турбиной на холостом ходу (3000
об/мин) записать положение сервомотора ЧВД и положение
синхронизатора.

10.1.12.
Проверить совпадение количества записей у обоих наблюдателей и при
его несовпадении повторить опыты.

Опыты под нагрузкой

10.1.13.
Нагрузочная характеристика может быть получена из серии в 10 — 12
опытов, порядок проведения которых изложен ниже — пп. 10.1.14 —
10.1.17.

10.1.14. При
нормальной тепловой схеме и номинальных параметрах пара изменять
нагрузку турбины в пределах от номинальной до минимально возможной
по условиям режима блока. Каждая новая нагрузка устанавливается
такой, чтобы получить во всем диапазоне 10 — 12 точек. В каждом
опыте производится по три записи через 3 — 5 мин.

10.1.15.
Допускаются следующие отклонения параметров пара:

а) максимально допустимое отклонение среднего значения давления
от номинального ± 6,5 кгс/см²;

б) максимально допустимое отклонение в записи от среднего
значения давления ± 2,5 кгс/см²;

в) отклонение вакуума ± 2 мм рт. ст.;

г) отклонение температуры свежего пара и пара промперегрева ± 6
°C

10.1.16.
Записываются следующие параметры:

а) электрическая нагрузка по штатному проверенному прибору;

б) положение сервомотора по миллиметровой шкале;

в) давления пара перед турбиной, в линиях холодного и горячего
промперегрева;

г) температура пара перед турбиной и в линии горячего
промперегрева;

д) вакуум в конденсаторе по ртутному прибору;

е) барометрическое давление.

10.1.17.
Рекомендуется изменять нагрузку турбины только в одном направлении
— нагружения или разгружения.

10.2. Обработка
полученных результатов

10.2.1.
Зависимость хода сервомотора от частоты вращения строится по
результатам опытов на холостом ходу без введения каких-либо
поправок. После построения получаются две кривые, отражающие
движение сервомотора при снижении и повышении частоты вращения.

10.2.2.
Нагрузочная характеристика, т.е. зависимость между приведенной
электрической нагрузкой
и положением сервомотора строится на отдельном графике по
результатам опытов под нагрузкой. При этом к опытным значениям
мощности вводятся поправки, учитывающие отклонение параметров пара
от номинальных во время выполнения опытов:

(6)

где
— опытная электрическая мощность;

— номинальное и опытное значения давления свежего пара;

(T = t + 273) — номинальная и опытная температуры
свежего пара;

— поправка на отклонение температуры свежего пара от номинальной
(приведена на графике рис. 6, а);

— поправка на отклонение температуры пара промперегрева от
номинальной (приведена на графике рис. 7);

— поправка на отклонение значения потери давления в тракте
промперегрева от номинального (приведена на графике рис. 8);

— поправка на отклонение значения вакуума от номинального
(приведена на графике рис. 15); для нахождения этой поправки расход
пара в конденсатор принимается приближенно в каждом опыте по
материалам балансовых испытаний или типовым характеристикам.

10.2.3. По двум
графикам, построенным согласно пп. 10.2.1 и 10.2.2, строится
третий, результирующий график — собственно характеристика
статической неравномерности регулирования скорости. Техника
построения заключается в том, что, задавая произвольно значения
положения сервомотора, находят соответствующие ему мощность и
частоту вращения и наносят их на третий, результирующий график. Шаг
задания значений должен обеспечить охват изломов на обеих исходных
характеристиках. Первой точкой графика должно быть положение
холостого хода турбины, последней — положение полной ее нагрузки.
Так как зависимость хода сервомотора от частоты вращения состоит из
двух кривых, то одной мощности из второго графика будут
соответствовать две скорости вращения из первого графика и обе они
переносятся на третий график.

10.3. Анализ
результатов

10.3.1. Из
графика статической неравномерности определяются:

а) значение общей степени неравномерности при номинальной
нагрузке;

б) минимальное и максимальное значения местной степени
неравномерности;

в) максимальное значение нечувствительности регулирования.

10.3.2. Общая
степень неравномерности при номинальной нагрузке (%) определяется
разницей в частоте вращения между нулевой и номинальной нагрузками,
отнесенной к 3000 об/мин:

(7)

Вычислив это значение (которое ориентировочно должно составлять
5 %), следует сравнить его со значением неравномерности,
объявленным заводом-изготовителем (по формуляру), со значением,
оговоренным ПТЭ, а также со значением, полученным в предыдущем
испытании.

Первые два сравнения позволят сделать вывод о нормальном или
ненормальном состоянии системы. Третье сравнение позволит сделать
вывод об изменениях, которые произошли в системе регулирования. При
отклонениях от норм анализ исходных графиков и их сравнение с
предыдущими дадут представление о причине неудовлетворительного
состояния системы регулирования.

10.3.3. Местная
степень неравномерности определяется несколько сложнее. Если на
результирующем графике имеется участок кривой, явно выпадающий из
плавного ее протекания, следует продлить этот участок прямой линией
в обе стороны до пересечения линии с вертикалями, проведенными из
нулевой и номинальной мощностей на графике. В точках пересечения с
вертикалями определить значения частоты вращения. Их разность (%),
отнесенная к 3000 об/мин (соответствует 50 Гц), составит значение
местной неравномерности, т.е. то значение неравномерности, которое
имело бы место, если бы вся кривая была такого наклона, как
анализируемый участок.

Для значения местной неравномерности приведены допуски в ПТЭ.
Если при сравнении окажется, что отдельные участки выходят за
пределы допуска, состояние системы регулирования следует считать
неудовлетворительным; тогда следует проанализировать исходные
графики и указать на возможные причины неполадок.

10.3.4.
Нечувствительность регулирования (%) определяется по разности
частот вращения при одной и той же мощности и прямом и обратном
ходах сервомотора

(8)

Сравнение максимального значения нечувствительности на
характеристике со значениями, заданными заводом-изготовителем и
ПТЭ, укажет на допустимость безопасной эксплуатации турбины.

Протяженность участка повышенной нечувствительности и его
местоположение позволят выявить источник дефекта при наладочных
работах.

10.3.5.
Рекомендуется при построении графиков не спрямлять линии, а
проводить их соединением опытных точек.

11. ПРОВЕРКА СОВМЕСТНОЙ
ПЛОТНОСТИ АВТОМАТИЧЕСКИХ ЗАТВОРОВ И СОВМЕСТНОЙ ПЛОТНОСТИ
РЕГУЛИРУЮЩИХ КЛАПАНОВ ЧВД и ЧСД

11.1. Рабочая
программа

Плотность системы парораспределения должна проверяться на
прогретой турбине паром номинальных параметров.

11.1.1.
Разгрузить энергоблок. По мере разгружения один корпус котла
перевести на растопочную нагрузку, затем остановить. Закрыть ГПЗ-2
от этого корпуса.

Разгрузить второй корпус до растопочной нагрузки. Параметры пара
номинальные.

11.1.2.
Перевести защиты котла на сигнал, вывести из работы защиты блока и
турбины по отключению генератора и по закрытию стопорных клапанов
турбины.

11.1.3.
Выполнить приготовления к проверке плотности автоматических
затворов (время на приготовления лимитировано беспаровым режимом
работы проточной части и не должно превышать 3 мин):

а) отключить турбину кнопкой золотников автомата безопасности.
Генератор оставить включенным в сеть. Открыть БРОУ-1 и БРОУ-2;

б) взвести золотники автомата безопасности и открыть
синхронизатором стопорные клапаны, не открывая регулирующих;

в) расхаживающими устройствами закрыть полностью стопорные
клапаны ЧВД и ЧСД. Открыть синхронизатором регулирующие
клапаны;

г) проверить, поддерживают ли БРОУ давление пара перед турбиной
130 кгс/см², перед ЧСД 8 кгс/см²;

д) включить пусковой маслонасос.

11.1.4.
Приготовиться к записям плотности автоматических затворов и
отключить генератор от сети. Записать кривую выбега ротора до 1500
об/мин.

11.1.5.
Выполнить приготовления к проверке плотности регулирующих
клапанов:

а) восстановить нормальную частоту вращения ротора, для чего
сначала закрыть регулирующие клапаны, затем открыть стопорные
клапаны расхаживающими устройствами, затем синхронизатором повысить
частоту вращения;

б) проверить, поддерживают ли БРОУ необходимые давления
пара.

11.1.6.
Приготовиться к записям плотности регулирующих клапанов, быстро
закрыть синхронизатором регулирующие клапаны ЧВД и ЧСД. По мере
снижения частоты вращения следить, чтобы не произошло открытия
сервомотора, но также и закрытия стопорных клапанов, для этого
синхронизатор следует установить примерно на 9 — 10 мм по
лимбу.

Записать кривую выбега ротора до 1500 об/мин.

11.1.7. При
испытании допустимы отклонения параметров пара: давления перед
турбиной ± 5 кгс/см²; давления перед ЧСД ± 1
кгс/см², вакуума ± 5 мм рт. ст.

11.1.8.
Записываются следующие параметры:

— перед опытом и после него — давление пара перед стопорными
клапанами ЧВД; давление пара перед стопорными клапанами ЧСД; вакуум
в конденсаторе; барометрическое давление;

— во время опыта — частота вращения ротора (по штатному
тахометру) и время по секундомеру при прохождении стрелки тахометра
через каждые 100 об/мин. Время отсчитывается от момента закрытия
проверяемых клапанов.

11.2. Обработка
подученных результатов

11.2.1. Кривые
выбега ротора от 3000 до 1500 об/мин строятся на одном графике в
координатах «об/мин» — «Время» без каких-либо дополнительных
поправок.

11.3. Анализ
результатов

11.3.1. На
кривые выбега, характеризующие плотность стопорных и регулирующих
клапанов, накладывается кривая «чистого» выбега — кривая выбега при
полностью закрытых органах парораспределения (регулирующих и
стопорных клапанах и ГПЗ). Сравнение времени выбега до 1500 об/мин
при закрытии проверяемого органа с временем «чистого» выбега служит
критерием оценки плотности. Плотность считается удовлетворительной,
если разность составляет не более 20 % времени выбега до 1500
об/мин для «чистой» кривой.

11.3.2. Кривая
«чистого» выбега снимается после капитального ремонта и служит
образцом для указанных сравнений. Особенностью ее является то
обстоятельство, что при выбеге гарантируется отсутствие поступления
пара в турбину через клапаны, для чего при таком испытании
обеспечивается отсутствие давления пара перед клапанами закрытием
запорной арматуры и дренированием участка.

В дальнейшем эта кривая «чистого» выбега может служить эталоном
для сравнительной оценки состояния турбины и плотности органов
парораспределения.

Библиографическое описание

Общее описание системы регулирования турбины К-200-130

(ПКВ-200-1)

Оглавление

1.  Общее описание
системы регулирования____________________ стр. 3

2.  Регулятор
скорости РС-3000-2_____________________________ стр. 15

3.  Блок золотников
регулятора скорости_______________________стр. 18

4.  Сервомотор
автоматического затвора_______________________ стр. 24

5.  Сервомотор
регулирующих клапанов ЦВД и ЦСД____________ стр. 29

6.  Сервомотор
автоматического затвора ЦСД__________________ стр. 35

7.  Промежуточный
золотник________________________________ стр. 39

8.  Дифференциатор________________________________________
стр. 44

9.  Защита
турбины_________________________________________стр. 46

10.Сливной
клапан Ф100____________________________________стр.  62

11.Электрогидравлический
преобразователь____________________стр. 65

Общее описание системы регулирования

Общая характеристика

Настоящее
описание относится к турбинам, выпущенным после 1.10.1963 года.

Паровая турбина
К-200-130 (ПКВ-200-130) снабжена гидравлической системой регулирования, которая
обеспечивает требующиеся открытия регулирующих клапанов в соответствии с
изменениями электрической нагрузки. Неравномерность регулирования скорости
около 4 %.

Всё управление
турбины при пуске и при работе под нагрузкой осуществляется при помощи блока
золотника регулятора скорости, который снабжён маховиком ручного воздействия и
электро-моторчиком для дистанционного управления турбиной со щита и
осуществляет в нужной последовательности взведение золотников регулятора
безопасности, открытие сервомоторов автоматических затворов, открытие
сервомоторов защитных клапанов ЦСД, а также изменение нагрузки турбины и
изменение числа оборотов при синхронизации турбины.

Турбина снабжена
системой защиты, которая прекращает подачу свежего пара в ЦВД турбины и пара
после промежуточного перегрева в ЦСД турбины при повышении числа оборотов на 11
— 12 % сверх нормального.

Кроме того,
предусмотрена защита турбины от чрезмерного осевого сдвига ротора, аварийного
падения вакуума, аварийного повышения температуры свежего пара и снижения
давления в системе смазки. Соответствующие датчики воздействуют на защиту
турбины через электромагнитный выключатель.

Доступ пара в
турбину может быть прекращён быстро путём воздействия персонала на кнопку
ручного отключения турбины непосредственно у турбины или дистанционно — со щита
управления.

  Масляная система

В масляной
системе регулирования и смазки применяется масло  марки

“Л ” ГОСТ 3247.

Подача масла с
давлением 20 кг/cм2 в систему регулирования при пуске
турбины осуществляется масляным электронасосом переменного тока. Напорное масло
от этого же насоса подается  к масляному инжектору, установленному в масляном
баке и обеспечивающему маслом при давлении

1 кг/cм2
всасывание главного масляного насоса турбины и питание второго инжектора, также
установленного в масляном баке. Второй инжектор подает масло в систему смазки 
до маслоохладителей с давлением около 3 кг/см2 и с давлением 1 кг/см2 в систему
смазки после маслоохладителей. Во второй инжектор также как и в первый подается
масло с давлением 20 кг/см2 от пускового насоса.

При нормальной
работе турбины подача масла на регулирование с давлением 20 кг/см2 и на
подшипники с давлением 1 кг/см2 (через масляные инжекторы) осуществляется
центробежным масляным насосом турбины, установленным в переднем подшипнике и
приводимым непосредственно от ротора турбины.

Масляный
инжектор, как указывалось выше, обеспечивает также подбор масла на всосе
центробежного насоса. Слив из полостей сервомотора рег. клапанов  осуществлен в
систему всасывания центробежного насоса, поэтому в случае сбросов электрической
нагрузки или при срабатывании защиты, когда происходит быстрое движение сервомоторов,
расход  масла на смазку и режим работы масляного инжектора не претерпевает
существенных изменений.

При остановке
турбины или при вращении ее валоповоротным  устройством масло в систему смазки 
подшипников подается масляным электронасосом смазки (переменного тока). 

Во избежание, при
этом, слива  масла в бак через инжектор  при работе электронасоса смазки   на
линии  смазки до маслоохладителей установлен обратный клапан.

     Работа 
электронасоса смазки  переменного тока дублируется масляным насосом смазки
постоянного тока, питаемым  от аккумуляторной батареи.

Во избежание
скопления воздуха в маслопроводах и узлах системы регулирования при работе 
электронасоса смазки, предусмотрена линия с обратным клапаном для подачи масла
в систему регулирования.

Для поддерживания
давления масла в системе смазки за маслоохладителями установлен сливной клапан.

Положение болта
этого клапана фиксируется стопорной скобой.

Масляные
электронасосы системы смазки могут быть включены как от руки, так и
автоматически от реле пуска масляного электронасоса.

Реле  пуска  электронасоса

а) Включает
электронасос с двигателем переменного тока и подает световой  сигнал при 
падении давления в системе смазки до 0,6 кг/см2.

Динамика и прочность турбомашин

Рис. 2.3 Паровая турбина К-200-130 Тепловая мощность турбины расходуется на привод электрогене­ ратора и подогрев конденсата и питательной воды с целью получения па­ ра на обратной линии. Для этого имеются семь промежуточных отборов пара, подаваемого в регенеративные подогреватели пара. ЦВД и ЦСД имеют внутренний, находящийся под высоким давле­ нием, и внешний корпуса, которые крепятся лапами к передней и средней опорам и перемещаются вместе с ними под действием тепловьк расши­ рений. Центровка внешних корпусов ЦВД и ЦСД обеспечивается с по­ мощью поперечных и радиальных шпонок, связьшающих корпуса и опоры. Встроенные опоры располагаются в корпусе ЦЦД. Фикс-пункт турбины находится в средней его части. Относительно фикс-пункта кор­ пуса турбины и выносные опоры перемещаются при нагреве в сторону передней вьшосной опоры. Роторы высокого давления (РВД) и среднего давления (РСД) свя­ заны с помощью жесткой муфты, а ротор среднего давления (РСД) с ро­ тором низкого давления (РНД) — с помощью упругой муфты. В опорах турбины используются подшипники скольжения эллип­ тические (с «лимонной» расточкой) опорные и сегментные самоустанав­ ливающиеся — упорные. Конструктивные схемы всех роторов и опорных узлов с подшип­ никами для паровой турбины К-200-130 и турбогенератора ТГВ-200 при­ ведены на рис. 2.4-2.7. 13

Made with FlippingBook

RkJQdWJsaXNoZXIy MTY0OTYy

Вопрос продления срока службы эксплуатируемых на российских тепловых электростанциях паровых турбин в настоящее время является очень актуальным. Значительная часть турбинного оборудования отработала свой парковый ресурс, который устанавливается для данного типа турбин с учетом опыта эксплуатации и рабочих параметров пара и ограничивает наработку и число пусков из холодного, горячего и неостывшего состояний [1÷3].

При проведении технического диагностирования основных элементов турбин после длительной эксплуатации, иногда превышающей парковый ресурс в 1,5 — 2 раза, часто обнаруживаются дефекты, которые не могут быть устранены во время текущего ремонта на станции. В этом случае встает вопрос о возможности дальнейшей эксплуатации оборудования на ограниченный срок вплоть до проведения заводского ремонта, замены на новое оборудование и т.п.

Возможность, сроки и условия эксплуатации турбин с такими дефектами и/или отклонениями от требований нормативной документации требуют обоснования, которое проводится с учетом данных о текущем техническом состоянии оборудования и прогнозирования его поведения на основании расчетов и анализа технической документации за весь срок эксплуатации [4÷6].

Такой комплексный подход к решению поставленной задачи позволяет выдавать обоснованные рекомендации по временной эксплуатации турбин с имеющимися дефектами, не снижая их надежности и безопасности.

Проблемой продления ресурса паровых турбин отдел прочности ОАО «НПО ЦКТИ» начало заниматься с 1970 г., когда высокотемпературные элементы паротурбинных блоков выработали гарантированный заводами-изготовителями ресурс 100 тыс. часов.

Энергетические блоки эксплуатируются при высоких параметрах пара в условиях частых и быстрых нагружений и разгружений по мощности, что вызывает появление дефектов в материале деталей из-за исчерпания длительной прочности вследствие ползучести, малоцикловой усталости, влажнопаровой коррозии металла при действии высоких напряжений в зоне фазового перехода пара, а также коробление высокотемпературных корпусов цилиндров и размывы металла на поверхности деталей влажным паром.

Основными узлами, ограничивающими срок службы турбины из-за длительного воздействия высоких напряжений и температур, являются роторы высокого и среднего давлений, корпусы цилиндров и клапанов.

При обнаружении во время обследования в детали трещинообразных дефектов в зависимости от их расположения и размеров, на основании требований нормативных документов, дефекты либо оставляют без изменения, либо засверловывают, либо выбирают. После выборки трещин выполняется оценка состояния металла для решения вопроса о необходимости заварки выборки и сроке дальнейшей эксплуатации детали с имеющейся выборкой или заваркой. При этом используются различные методы неразрушающего контроля (замеры твердости, металлографическое исследование с помощью реплик, капиллярный и ультразвуковой контроль), испытания вырезанных образцов и анализ напряженного состояния детали с определением запасов прочности при статическом и циклическом нагружении.

Ниже приведены примеры, из опыта ЦКТИ, решения вопроса о продлении срока эксплуатации турбин с обнаруженными дефектами.

Роторы турбин

Согласно инструкции [1] осуществляется контроль роторов, отработавших свыше 80 тыс. часов. В программу обследования роторов входит ультразвуковой и вихретоковый (магнитопорошковый) контроль поверхности расточки, придисковых галтелей и термокомпенсационных канавок. Наиболее повреждаемым участком высокотемпературных роторов является поверхность осевого канала в зоне первых ступеней, где имеют место максимальные температуры и напряжения от центробежных сил и значительные термические напряжения при пусковых и остановочных режимах.

В таблице 1 представлены результаты обследования, выполненные ЦКТИ и ВТИ, расточек роторов высокого (РВД) и среднего (при наличии промежуточного перегрева пара — РСД) давления после длительной эксплуатации.

Таблица 1

Результаты обследования роторов паровых турбин с дефектами на расточке

№ п/п	Тип турбины	Наработка, тыс. часов	Число пусков	Марка стали ротора	Обнаруженные дефекты
1	РСД К-300-240 ЛМЗ	81,5		Р2М (25Х1М1Ф)	Точечные дефекты, поры.
2	РВД К-200-130	87,6	294	Р2М	2 трещины: L1 — длиной до 35 мм, L2 — длиной до 22 мм
3	РСД К-300-240 ХТЗ	96,6	237	ЭИ415 (20Х3МВФ)	10 трещин длиной от 3 до 30 мм, см. рисунок 1
4	РВД Т-100-130	100,8	150	Р2М	Точечные дефекты, раковины, поры
5	ПТ-80-130	166,2	185	Р2М	7 линейных дефектов от 2 до 30 мм, см. рисунок 2
6	К-50-90	185,3	1188	34ХМ	6 дефектов длиной до 60 мм.
7	РСД К-300-240 ХТЗ	187,3		ЭИ415	Трещина длиной до 20 мм, глубиной до 10 мм
8	К-50-90-2	200,0	1200	34ХМ	2 дефекта длиной до 5 мм.
9	К-55-90-1	287,9		34ХМ1	20 дефектов длиной от 5 мм до 40 мм, глубиной до 5 мм
10	ВТ-25-4	290,6		Р2	24 дефекта длиной до 30 мм, глубиной до 2,5 мм
11	9 роторов: ВПТ-25-3, ВК-25-90, ВТ-25-4, ВК-25-90-1, ВПТ-25-4, ПТ-30-90, Т-35-4, К-50-90, ВК-50-90	268÷379		34ХМ 34ХМ1	1÷15 дефектов длиной от 5 до 55 мм, глубиной 1÷5 мм

Схема расположения десяти дефектов на поверхности осевого канала РСД турбины К-300-240 ХТЗ после наработки 96,6 тыс. часов показана на рисунке 1. Последующее хонингование поверхности канала не обеспечивало удаление дефектов, при этом были выявлены новые дефекты. Ротор не был допущен к эксплуатации [5].

Появление трещин на поверхности осевого канала ротора вызывает большие опасения при эксплуатации, так как сталь ЭИ415 обладает пониженной трещиностойкостью, а критическая глубина дефекта может составлять всего 8 мм. Металлургические дефекты обнаруживаются примерно на 20 % роторов из стали ЭИ415, что свидетельствует о пониженной надежности роторов после длительной эксплуатации, в том числе, из-за опасности хрупкого разрушения при пусках.

РВД турбины К-200-130 после эксплуатации 87,6 тыс. часов имел на поверхности осевого канала дефект длиной 22 мм глубиной более 3 мм. Для удаления дефектов в случае необходимости допускается общая проточка осевого канала, увеличивающая номинальный диаметр канала по чертежу предприятия — изготовителя не более чем на 10 %. Была выполнена проточка этого участка канала ротора на глубину 3 мм. Ротор был допущен к временной эксплуатации.

На рисунке 2 представлена схема расположения дефектных зон на поверхности осевого канала ротора турбины ПТ-80-130 после наработки 166,2 тыс. часов. При визуальном контроле обнаружено: 27 дефектов протяженностью 3÷10 мм, 11 дефектов протяженностью от 12÷15 мм, 2 дефекта протяженностью 20 и 30 мм. Общее количество протяженных недопустимых дефектов (длиной свыше 3 мм) равно 40. Был выполнен расчет возможного увеличения глубины дефектов при дальнейшей эксплуатации в течение 14 тыс. часов с оценкой сопротивляемости металла РВД хрупкому разрушению при наличии дефекта.

Учитывая невысокий уровень напряжений и температур на поверхности расточки (505 — 519°С) в режиме номинальной мощности и высокую сопротивляемость стали Р2М длительному нагружению и хрупкому разрушению ротор был допущен к дальнейшей эксплуатации в течение 14 тыс. часов до суммарной наработки 180,2 тыс. часов. Было рекомендовано выполнить повторный визуальный контроль и выборку всех дефектов на поверхности расточки во время очередного ремонта блока.

Ползучесть высокотемпературных роторов ВД и СД паровых турбин происходит преимущественно в области первых ступеней, где имеет место максимальная температура металла ротора и действуют высокие напряжения от центробежных сил дисков ротора и лопаток. В результате происходит постепенное увеличение наружного диаметра ротора в зоне первой и иногда последующих ступеней, одновременно имеет место увеличение диаметра осевого канала.

В течение более 20 лет сотрудниками ЦКТИ были выполнены замеры изменений осевых каналов роторов ВД и СД турбин различных типов. На основании замеров вычислялись величины остаточных деформаций, позволяющих оценить состояние металла ротора и прогнозировать скорость ползучести стали [6].На поверхности РВСД совмещенного цилиндра турбины К-160-130 ХТЗ (сталь ЭИ415) в зоне переднего концевого уплотнения после наработки 138 тыс. часов при 524 пусках были обнаружены глубокие трещины на дне двух термокомпенсационных канавок. Трещины были удалены путем проточки (см. рисунок 3).

Для подтверждения работоспособности ротора после проточки канавок были выполнены расчеты прочности. В таблице 2 приведены результаты расчетов напряжений в канавках при пуске из горячего состояния.

Таблица 2

Канавка	Исходная геометрия	Геометрия после проточки
Глубина, мм	Радиус галтели, мм	Максимальные напряжения при пуске, кгс/мм2	Глубина, мм	Радиус галтели, мм	Максимальные напряжения при пуске, кгс/мм2
А	9,0	1,5	10,4	27,8	8,0	14,0
Б	9,0	1,5	13,3	20,0	8,0	19,4

На основании выполненных расчетов длительной и циклической прочности срок дальнейшей эксплуатации был продлен на 52 тыс. часов до суммарной наработки 190 тыс. часов.

Аналогичные повреждения в тепловых канавках были выявлены на 6-ти канавках думмиса РСД турбины К-200-130, отработавшей 126 тыс. часов при 507 пусках (трещины глубиной до 1,8 мм), и в тепловых канавках переднего концевого уплотнения РСД турбины К-210-130-3 после наработки 122 тыс. часов при 521 пуске.

На насадных дисках РНД турбин ПТ-50-130, Т-50-130 и Т-100-130 после длительной эксплуатации в зоне фазового перехода пара часто возникают трещины на поверхностях разгрузочных отверстий, продольного шпоночного паза, обода в районе заклепочных соединений, ступичной части и полотна [3].На рисунке 4а показаны трещины на поверхности шпоночного паза диска 22 ступени турбины ПТ-50-130-4 ТМЗ. Возможность дальнейшей эксплуатации РНД с подобными дефектами решается на основе расчетов прочности. На рисунке 4б показаны результаты расчетов напряженного состояния диска 22 ступени после выборки трещин. Ротор был допущен к дальнейшей эксплуатации в течение 25 тыс. часов. При наличии глубоких выборок, иногда возникает необходимость срезания полотна диска.

Корпусы цилиндров и клапанов

Наиболее напряженные детали статора паровых турбин — это корпусы стопорных и регулирующих клапанов и зоны паровпуска корпусов цилиндров, так как они эксплуатируются при максимальных значениях температур и давлений подводящего пара. Корпусы изготавливаются из литых жаропрочных сталей 20ХМФЛ и 15Х1М1ФЛ.

Из-за технологии литья эти стали имеют значительное количество дефектов, особенно на наружной поверхности отливки, а также в местах резкого изменения формы: переходы от стенки к фланцам, патрубковые зоны, изменения толщин стенок в местах крепления обойм и диафрагм.

При длительной эксплуатации вследствие исчерпания длительной прочности и накопления усталостных дефектов появляются поверхностные трещины. Во время капитальных ремонтов эти трещины в зависимости от глубины засверливаются по краям или выбираются. Наиболее глубокие выборки металла завариваются [7, 8].

В корпусах клапанов в зонах концентрации напряжений, ремонтных наплавок и сварных швов возникает значительное число глубоких трещин, рыхлот, сеток трещин и т.п. В каждом случае принимается решение о ремонте или замене поврежденных клапанов.

На одной из турбин К-200-130 были демонтированы левый и правый стопорные клапаны ЦВД после наработки 210 и 230 тыс. часов из-за интенсивного растрескивания.

В 2003 г. в корпусе стопорного клапана ЦВД турбины К-200-130 после наработки 110 тыс. часов при 275 пусках обнаружена сквозная трещина, развивавшаяся с внутренней поверхности, длиной 75 мм при толщине стенки 45 мм. Трещина была выбрана и заварена.

При обследовании турбины типа ПТ-50-130-4 ТМЗ после 378 тыс. часов эксплуатации при 474 пусках на внутренней поверхности корпуса стопорного клапана (АСК) ЦВД была обнаружена трещина. Трещина была выбрана и заварена (см. рисунок 5).

Клапан изготовлен из стали 15Х1М1ФЛ КП30. Был проведен расчет корпуса на упругой стадии с учетом выборки без заварки и с заваренной выборкой. Показано, что напряжения в выборке без заварки из-за концентрации напряжений достигают 9,0 кгс/мм² (рисунок 6, а). В стенке корпуса с заваренной выборкой (рисунок 6, б) напряжения не превышают 4,5 кгс/мм². Срок эксплуатации клапана был продлен на 25 тыс. часов.

В зоне паровпуска на стенке корпусов ЦВД часто наблюдаются дефекты в виде трещин. На рисунке 7 показана трещина в крышке корпуса ЦВД турбины К-200-130. Корпус эксплуатировался 267 тыс. часов при 350 пусках. Была выполнена засверловка трещины. Корпус был допущен к дальнейшей эксплуатации в течение 35 тыс. часов.

Возможно появление трещин на фланцевом разъеме нижней половины цилиндра, которые распространяются до отверстий для крепления шпилек [6]. Такие дефекты подлежат выборке и заварке.

На рисунке 8 показано расположение 46 выборок металла на внутренней поверхности нижней половины корпуса ЦВД турбины К-200-130 после наработки 42 тыс. часов при температуре свежего пара 565°С и 110 тыс. часов при температуре 540°С. Общее число пусков равно 614.

Размеры выборок составляли от 80´10´5 до 2000´40´45 мм. Все выборки были заварены, а корпус подвергался последующему отжигу в печи для снятия остаточных напряжений. После отжига из-за коробления корпуса была выполнена шабровка уплотнительных поясков горизонтального разъема для обеспечения плотности прилегания фланцев при затяжке шпилек. Срок дальнейшей эксплуатации был продлен на 48 тыс. часов до суммарной наработки 200 тыс. часов.

Пароперепускные трубы

Пароперепускные трубы ВД и СД работают в условиях высоких температур. Наиболее напряженными участками являются гибы, надежность которых определяет ресурс трубопровода в целом. Подавляющее число повреждений возникает на гибах паропроводов, изготовленных из стали 12Х1МФ. Повреждения гибов паропроводов, изготовленных из стали 15Х1М1Ф, имеют место значительно реже.

При ремонтах турбины К-200-130 ЛМЗ были выполнены замеры твердости, овальности и толщины гибов ЦВД и ЦСД из стали 15Х1М1Ф (Æ273х32) после наработки 250 и 270 тыс. часов. На рисунке 9 показано изменение твердости обследованных гибов (допускаемое минимальное значение твердости 156 НВ). Результаты обследований позволяют определить, какие гибы нуждаются в замене в текущий или следующий ремонты.

ВЫВОДЫ

Наличие дефектов и отклонений от требований нормативной документации в элементах паровых турбин, отработавших парковый ресурс, не всегда является препятствием для их дальнейшей эксплуатации.

В каждом конкретном случае необходимо провести комплекс работ, включающий техническое диагностирование турбины, анализ условий эксплуатации, расчеты прочности и ресурса основных элементов. На основании вышеперечисленного выносится решение о возможности, сроках и условиях дальнейшей эксплуатации турбины.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. РД 10-577-03. Типовая инструкция по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций. Госгортехнадзор России, 2003 — 76 с.
2. СО 153-34.17.440-2003. Инструкция по продлению срока эксплуатации паровых турбин сверх паркового ресурса. -М.; ВТИ, 2003, — 153 с.
3. РД 34.30.507-92 Методические указания по предотвращению коррозионных повреждений дисков и лопаточного аппарата паровых турбин в зоне фазового перехода. -М.; ВТИ, 1992.-110 с.
4. Гаврилов С.Н., Георгиевская Е.В., Левченко А.И., Смелков Л.Л. Экспертиза промышленной безопасности и продление срока службы основных деталей турбин. Ж.: «Берг-Коллегия», № 12, 2008.
5. Резинских В.Ф., Гринь Е.А., Злепко В.Ф. Концепция продления ресурса металла оборудования ТЭС. Ж.:«Промышленная энергетика» № 4, 2002.-4с.
6. Судаков А.В., Гаврилов С.Н. и др. Прочность и ресурс турбинного оборудования ТЭС, АЭС и газоперекачивающих станций. Ж.:« Neftegaz.RU» № 1-2, 2014.
7. РД 153-34.1-17.458-98. Методика определения возможности эксплуатации с трещинами и выборками литых корпусных деталей турбин с давлением пара более 9 МПа. -М.; ВТИ. 1999.
8. СТО ЦКТИ 10.049-2013. Устранение дефектов в литых деталях энергооборудования с применением сварки без последующей термической обработки. -СПб; НПО ЦКТИ, 2013.