Настоящий стандарт СЭВ распространяется на стационарные паровые турбины для привода турбогенераторов электростанций и устанавливает основные правила приемки турбин и вспомогательного оборудования в процессе и после окончания монтажа и испытаний.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Во время приемки турбины производится контроль качества монтажа с целью обеспечения надежной и бесперебойной работы турбины и вспомогательного оборудования в процессе эксплуатации. При этом осуществляется также контроль за выполнением требований по охране труда, техники безопасности и пожаробезопасности.

Основные правила проведения монтажа турбин приведены в информационном приложении.

1.2. Приемка турбины в эксплуатацию должна состоять из следующих этапов:

1) проверка комплектности и технического состояния турбины и вспомогательного оборудования перед сборкой и монтажом;

2) приемка сборочных единиц и систем турбины после проведения монтажных работ;

3) приемка сборочных единиц и систем паротурбинного агрегата по результатам их испытаний;

4) приемка турбины по результатам комплексных испытаний паротурбинного агрегата (энергоблока).

2. ПРИЕМКА СБОРОЧНЫХ ЕДИНИЦ И СИСТЕМ

2.1. Проверка комплектности и технического состояния сборочных единиц турбины и вспомогательного оборудования должна производиться по мере поступления оборудования на монтаж.

При этом проверяется отсутствие повреждений и дефектов оборудования, сохранность окраски, консервирующих и специальных покрытий, цельность пломб.

2.2. Каждый механизм, аппарат и система паротурбинного агрегата после сборки и монтажа должен пройти предусмотренные технической документацией испытания. При необходимости может быть проведена ревизия с устранением выявленных дефектов.

2.3. Программа приемки должна включать испытания и проверки, необходимые для обеспечения надежной работы паротурбинного агрегата, в том числе:

1) проверку плотности стопорных и регулирующих клапанов;

2) проверку правильности показаний измерительных приборов, блокировок и защит систем агрегата;

3) проверку правильности работы и предварительной настройки регуляторов систем агрегата;

9) проверку работы системы регенерации;

10) проверку плотности вакуумной системы агрегата.

3. ПРИЕМКА ТУРБИНЫ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ

3.1. Завершающим этапом приемки турбины в эксплуатацию должны быть комплексные испытания в течение 72 h при работе по прямому назначению и при номинальной электрической и тепловой нагрузках.

Если по условиям эксплуатации электростанции номинальные нагрузки не могут быть достигнуты, паротурбинный агрегат должен быть принят по результатам испытаний при максимально возможной нагрузке.

3.2. Критерием для приемки турбины в эксплуатацию должно быть отсутствие в течение установленного времени комплексных испытаний дефектов, препятствующих длительной эксплуатации.

Если по условиям эксплуатации электростанции комплексные испытания не могут продолжаться в течение установленного времени, турбина считается выдержавшей испытания ери отсутствии дефектов за фактическое время проведения комплексных испытаний.

3.3. Приемка турбины в эксплуатацию должна подтверждаться соответствующей записью в формуляре или паспорте на турбину согласно СТ СЭВ 1798-79.

ИНФОРМАЦИОННОЕ ПРИЛОЖЕНИЕ

ОСНОВНЫЕ ПРАВИЛА ПРОВЕДЕНИЯ МОНТАЖА ТУРБИН

1. Помещение машинного зала и фундаменты должны быть освобождены от опалубки, строительных лесов и очищены от мусора. Проемы должны быть ограждены, а каналы, лотки и люки - закрыты.

2. При подготовке к производству монтажных работ в зимних условиях должны быть остеклены окна, закрыты дверные проемы и введено в действие отопление машинного зала и сооружений, в которых для монтажа оборудования турбины требуется температура не менее +5 °С.

3. На фундаментах, сдаваемых под монтаж оборудования, должны быть нанесены разбивочные оси для основного оборудования и зафиксированы высотные отметки.

4. На фундаментах, предназначенных для установки турбины, оси должны наноситься на закладные металлические детали, а высотные отметки - фиксироваться на реперах.

Оси и реперы, закрепленные на фундаменте, должны быть расположены вне контура фундаментных рам и других опорных конструкций. Отклонения от проектных размеров не должны превышать значений, установленных поставщиком в технической документации по производству и приемке работ по возведению бетонных, железобетонных и металлических конструкций фундаментов.

5. При выполнении монтажных работ должны соблюдаться требования инструкций и правил по охране труда и технике безопасности.

6. При монтаже оборудование должно быть очищено от консервирующих смазок и покрытий за исключением поверхностей, которые должны оставаться покрытыми защитными составами в процессе эксплуатации оборудования. Защитные покрытия на внутренних поверхностях оборудования должны удаляться, как правило, без разборки оборудования.

7. Непосредственно перед установкой оборудования опорная поверхность фундамента должна быть очищена до чистого бетона и промыта водой.

8. Оборудование, имеющее механически обработанные опорные поверхности, должно устанавливаться на точно выверенные жесткие опорные элементы поверхности фундамента.

9. В процессе монтажа должна быть повторена стендовая сборка турбины с соблюдением зазоров, центрирования сопрягающихся сборочных единиц в соответствии с паспортами и техническими требованиями.

10. Отклонения от проектных привязочных размеров и отметок, а также от горизонтали, вертикали, соосности и параллельности при установке оборудования не должны превышать допустимых значений, указанных в технической документации и инструкциях по монтажу отдельных видов оборудования.

11. При монтаже оборудования должен осуществляться предусмотренный в технической документации контроль качества выполненных работ.

Выявленные дефекты подлежат устранению до начала последующих монтажных операций.

12. Скрытые работы, выполняемые в процессе монтажа, проверяются для установления соответствия их выполнения техническим требованиям. К скрытым относятся работы по сборке машин и их сборочных единиц, проверке зазоров, допусков и посадок, выверке оборудования и другие работы, если их качество не может быть проверено после выполнения последующих монтажных или строительных работ.

13. Поступающее на монтаж оборудование не должно разбираться, кроме случаев, когда разборка его в процессе монтажа предусмотрена техническими условиями, инструкциями или технической документацией.

14. Трубопроводы и теплообменные аппараты систем паротурбинного агрегата должны поставляться на монтажную площадку очищенными и законсервированными.

2. Тема - 17.131.02.2-76.

3. Стандарт СЭВ утвержден на 53-м заседании ПКС.

4. Сроки начала применения стандарта СЭВ:

5. Срок первой проверки - 1990 г., периодичность проверки - 10 лет.

При автономных испытаниях турбин основными задачами является получение их характеристик в широком диапазоне изменения определяющих параметров, а также исследование прочности и теплового состояния лопаток и дисков.

Реализация на автономном стенде рабочих условий турбин является весьма сложной проблемой. Воздух к таким стендам (рис. 8.5) подается от компрессорной станции по трубопроводу 3, подогрев газа осуществляется в камере сгорания 4. Мощность турбины поглощается гидротормозом 1 (возможно применение для этих целей электрических генераторов и компрессоров). В отличие от испытаний в системе двигателя, когда характеристика турбины может быть получена практически только вдоль линии рабочих режимов (см. гл. 5), на автономном стенде реализуется все поле характеристик, так как в этом случае можно задавать любые значения параметров на входе, а частоту вращения турбины регулировать загрузкой гидротормоза.

При имитации земных режимов работы двигателя или режимов, соответствующих большим скоростям полета, значения давления газа перед турбиной и за ней будут превышать атмосферные и после выхода из турбины газ может выбрасываться в атмосферу (работа с наддувом в открытом контуре).

Рис. 8.5. Схема стенда для испытаний турбин в натурных условиях:

1 - гидротормоз; 2 - подвод воды; 3 - подвод сжатого воздуха: 4 - камера сгорания; 5 - турбина; 6 - выхлопной трубопровод

Работа с наддувом отличается наибольшими техническими трудностями, так как требует больших затрат энергии для привода компрессоров и тормозных устройств большой мощности.

Для испытаний турбины в условиях, близких к высотным, предназначены стенды, работающие на просасывание. Схема такого стенда представлена на рис. 8.6. Воздух в проточную часть стенда поступает непосредственно из атмосферы через входное устройство 1, за турбиной создается разрежение с помощью эксгаустера или эжектора.

Мощность турбины 4 поглощается гидротормозом 3. Испытания могут проводиться как при повышенных, так и при пониженных температурах на входе. Режимы испытаний выбираются с учетом положений теории подобия, рассмотренных выше.

Испытания на просасывание могут рассматриваться как модельные для режимов, на которых давление на входе в турбину должно быть больше атмосферного. Получаемые при этом характеристики будут достаточно хорошо соответствовать натурным условиям, если числа Re находятся в автомодельной области.

Испытания при пониженных давлениях и температурах позволяют существенно снизить затраты энергии на привод эксгаустера и уменьшить потребную мощность гидротормоза, что значительно упрощает проведение испытаний.

В еще большей степени отмеченные трудности устраняются, если использовать уменьшенные в два-три раза модели, а также специальные рабочие тела. В последнем случае испытания должны проводиться в замкнутом контуре аналогично тому, как это было рассмотрено для компрессоров (см. разд. 8.2).

При определении характеристик турбин выполняются измерения расхода газа G г, параметров потока перед турбиной и за ней Т* г, Т* т, р* г, р* т, частоты вращения n, мощности, развиваемой турбиной, N т, а также угла выхода потока из турбины a т. Применяются такие же методы измерений, как при испытаниях компрессоров. В частности, значение N т определяется, как правило, по измеренным значениям n и крутящего момента М кр, причем для измерения последнего используются гидротормоза с качающейся установкой корпуса (см. гл. 4).

Для построения характеристик турбины применяются параметры, вытекающие из теории подобия. В частности, они могут быть представлены в виде зависимостей

Рис. 8.6. Схема стенда для испытаний турбин на просасывание:

1 – входное устройство; 2 - подогреватель воздуха; 3 – гидротормоз; 4 - турбина; 5 - регулирующая заслонка; 6 - воздуховод к эксгаустеру или эжектору

Здесь p* т =р* г /р* т - степень понижения давления в турбине; - относительная приведенная частота вращения; - относительный параметр расхода газа через турбину; h* т =L т /L* т S - КПД турбины; L т =N т /G т - действительная работа турбины; - изоэнтропическая работа турбины.

При определении характеристик заданное значение n поддерживается путем изменения загрузки гидротормоза, а изменение G г и p* т призводится путем изменения режима работы эксгаустера или компрессора и положения дросселя.

Тепловые испытания паровых турбин
и турбинного оборудования

В последние годы по линии знергосбережения повысилось внимание к нормативам расходов топлива для предприятий, вырабатывающих тепло- и электроэнергию, поэтому для генерирующих предприятий фактические показатели экономичности теплоэнергетического оборудования приобретают важное значение.

В то же время известно, что фактические показатели экономичности в условиях эксплуатации отличаются от расчетных (заводских), поэтому для объективного нормирования расходов топлива на выработку теплоэнергии и электроэнергии целесообразно проводить испытания оборудования.

На основе материалов испытаний оборудования разрабатываются нормативные энергетические характеристики и макет (порядок, алгоритм) расчета норм удельных расходов топлива в соответствии с РД 34.09.155-93 «Методические указания по составлению и содержанию энергетических характеристик оборудования тепловых электростанций» и РД 153-34.0-09.154-99 «Положение о нормировании расхода топлива на электростанциях».

Особую важность испытания теплоэнергетического оборудования приобретают для объектов, эксплуатирующих оборудование введенное в эксплуатацию до 70-х годов и на котором проводилась модернизация и реконструкция котлов, турбин, вспомогательного оборудования. Без проведения испытаний нормирование расходов топлива по расчетным данным приведет к существенным ошибкам не в пользу генерирующих предприятий. Поэтому затраты на тепловые испытания в сравнении с выгодой от них являются несущественными.

Цели проведения тепловых испытаний паровых турбин и турбинного оборудования: определение фактической экономичности; получение тепловых характеристик; сравнение с гарантиями завода-изготовителя; получение данных для нормирования, контроля, анализа и оптимизации работы турбинного оборудования; получение материалов для разработки энергетических характеристик; разработка мероприятий по повышению экономичности

Цели проведения экспресс-испытаний паровых турбин: определение целесообразности и объема ремонта; оценка качества и эффективности проведенного ремонта или модернизации; оценка текущего изменения экономичности турбины в процессе эксплуатации.

Современные технологии и уровень инженерных знаний позволяют экономично модернизировать агрегаты, улучшить их показатели и увеличить сроки эксплуатации.

Основными целями модернизации являются:

• снижение потребляемой мощности компрессорного агрегата;
• повышение производительности компрессора;
• повышение мощности и экономичности технологической турбины;
• уменьшение расхода природного газа;
• повышение эксплуатационной стабильности оборудования;
• сокращение количества деталей за счет повышения напорности компрессоров и работы турбин на меньшем количестве ступеней с сохранением и даже увеличением КПД энергоустановки.

Улучшение приведенных энергетических и экономических показателей турбоагрегата производится за счет использования модернизированных методов проектирования (решение прямой и обратной задачи). Они связаны:

• с включением в расчетную схему более корректных моделей турбулентной вязкости,
• учетом профильного и торцевого загромождения пограничным слоем,
• устранением отрывных явлений при увеличении диффузорности межлопаточных каналов и изменении степени реактивности (выраженной нестационарностью течения перед возникновением помпажа),
• возможностью идентификации объекта применением математических моделей с генетической оптимизации параметров.

Конечной целью модернизации всегда является наращивание производства конечного продукта и минимизация затрат.

Комплексный подход к модернизации турбинного оборудования

При проведении модернизации компания Astronit обычно использует комплексный подход, при котором подвергаются реконструкции (модернизации) следующие узлы технологического турбоагрегата:

• компрессор;
• турбина;
• опоры;
• центробежный компрессор-нагнетатель;
• промежуточные охладители;
• мультипликатор;
• система смазки;
• система воздухоочистки;
• система автоматического управления и защиты.

Модернизация компрессорного оборудования

Основные направления модернизации, практикуемые специалистами компании Astronit:

• замена проточных частей на новые (так называемые сменные проточные части, включающие в себя рабочие колеса и лопаточные диффузоры), с улучшенными характеристиками, но в габаритах существующих корпусов;
• уменьшение числа ступеней за счет совершенствования проточной части на базе трехмерного анализа в современных программных продуктах;
• нанесение легкосрабатываемых покрытий и уменьшение радиальных зазоров;
• замена уплотнений на более эффективные;
• замена масляных опор компрессора на «сухие» опоры с применением магнитного подвеса. Это позволяет отказаться от использования масла и улучшить условия эксплуатации компрессора.

Внедрение современных систем управления и защиты

Для повышения эксплуатационной надежности и экономичности внедряются современные контрольно-измерительные приборы, цифровые системы автоматического управления и защиты (как отдельных частей, так и всего технологического комплекса в целом), диагностические системы и системы связи.

• ПАРОВЫЕ ТУРБИНЫ
• Сопла и лопатки.
• Тепловые циклы.
• Цикл Ранкина.
• Цикл с промежуточным подогревом.
• Цикл с промежуточным отбором и утилизацией тепла отработанного пара.
• Конструкции турбин.
• Применение.
• ДРУГИЕ ТУРБИНЫ
• Гидравлические турбины.
• Газовые турбины.

Scroll upScroll down

Также по теме

• АВИАЦИОННАЯ СИЛОВАЯ УСТАНОВКА
• ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЭНЕРГИЯ
• СУДОВЫЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ И ДВИЖИТЕЛИ
• ГИДРОЭНЕРГЕТИКА

ТУРБИНА

ТУРБИНА, первичный двигатель с вращательным движением рабочего органа для преобразования кинетической энергии потока жидкого или газообразного рабочего тела в механическую энергию на валу. Турбина состоит из ротора с лопатками (облопаченного рабочего колеса) и корпуса с патрубками. Патрубки подводят и отводят поток рабочего тела. Турбины, в зависимости от используемого рабочего тела, бывают гидравлические, паровые и газовые. В зависимости от среднего направления потока через турбину они делятся на осевые, в которых поток параллелен оси турбины, и радиальные, в которых поток направлен от периферии к центру.

ПАРОВЫЕ ТУРБИНЫ

Основные элементы паровой турбины – корпус, сопла и лопатки ротора. Пар от внешнего источника по трубопроводам подводится к турбине. В соплах потенциальная энергия пара преобразуется в кинетическую энергию струи. Вырывающийся из сопел пар направляется на изогнутые (специально спрофилированные) рабочие лопатки, расположенные по периферии ротор. Под действием струи пара появляется тангенциальная (окружная) сила, приводящая ротор во вращение.

Сопла и лопатки.

Пар под давлением поступает к одному или нескольким неподвижным соплам, в которых происходит его расширение и откуда он вытекает с большой скоростью. Из сопел поток выходит под углом к плоскости вращения рабочих лопаток. В некоторых конструкциях сопла образованы рядом неподвижных лопаток (сопловой аппарат). Лопатки рабочего колеса искривлены в направлении потока и расположены радиально. В активной турбине (рис. 1,а ) проточный канал рабочего колеса имеет постоянное поперечное сечение, т.е. скорость в относительном движении в рабочем колесе по абсолютной величине не меняется. Давление пара перед рабочим колесом и за ним одинаковое. В реактивной турбине (рис. 1,б ) проточные каналы рабочего колеса имеют переменное сечение. Проточные каналы реактивной турбины рассчитаны так, что скорость потока в них увеличивается, а давление соответственно падает.

R1; в – облопачивание рабочего колеса. V1 – скорость пара на выходе из сопла; V2 – скорость пара за рабочим колесом в неподвижной системе координат; U1 – окружная скорость лопатки; R1 – скорость пара на входе в рабочее колесо в относительном движении; R2 – скорость пара на выходе из рабочего колеса в относительном движении. 1 – бандаж; 2 – лопатка; 3 – ротор." title="Рис. 1. РАБОЧИЕ ЛОПАТКИ ТУРБИНЫ. а – активное рабочее колесо, R1 = R2; б – реактивное рабочее колесо, R2 > R1; в – облопачивание рабочего колеса. V1 – скорость пара на выходе из сопла; V2 – скорость пара за рабочим колесом в неподвижной системе координат; U1 – окружная скорость лопатки; R1 – скорость пара на входе в рабочее колесо в относительном движении; R2 – скорость пара на выходе из рабочего колеса в относительном движении. 1 – бандаж; 2 – лопатка; 3 – ротор.">Рис. 1. РАБОЧИЕ ЛОПАТКИ ТУРБИНЫ. а – активное рабочее колесо, R1 = R2; б – реактивное рабочее колесо, R2 > R1; в – облопачивание рабочего колеса. V1 – скорость пара на выходе из сопла; V2 – скорость пара за рабочим колесом в неподвижной системе координат; U1 – окружная скорость лопатки; R1 – скорость пара на входе в рабочее колесо в относительном движении; R2 – скорость пара на выходе из рабочего колеса в относительном движении. 1 – бандаж; 2 – лопатка; 3 – ротор.

Турбины обычно проектируют так, чтобы они находились на одном валу с устройством, потребляющим их энергию. Скорость вращения рабочего колеса ограничивается пределом прочности материалов, из которых изготовлены диск и лопатки. Для наиболее полного и эффективного преобразования энергии пара турбины делают многоступенчатыми.

Тепловые циклы.

Цикл Ранкина.

В турбину, работающую по циклу Ранкина (рис. 2,а ), пар поступает от внешнего источника пара; дополнительного подогрева пара между ступенями турбины нет, есть только естественные потери тепла.

РД 153-34.1-30.311-96

СЛУЖБА ПЕРЕДОВОГО ОПЫТА ОРГРЭС

Москва 2001

Ключевые слова: паровая турбина, экспресс-испытания, измерения параметров, опыт, программа испытаний, идентичность схем и режимных условий, оценка изменения общей экономичности.

1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ

Настоящие Методические указания составлены на основе обобщения материалов ОАО «Фирма ОРГРЭС», а также опыта других наладочных организаций и персонала ряда электростанций.

Выпущенные более 20 лет назад инструкции по проведению экспресс-испытаний (ЭИ) турбин шести типов к настоящему времени достаточно устарели, а процесс обработки результатов в них зачастую неоправданно усложнен. Кроме того, программы самих испытаний с точки зрения накопленного с тех пор опыта, могут быть существенно сокращены и унифицированы без ущерба для надежности и полноты получаемых результатов, что особенно важно, если учесть эксплуатационные проблемы, затрудняющие качественное и своевременное проведение испытаний.

Таким образом, актуальность настоящей работы вызвана необходимостью максимального сокращения трудоемкости испытаний и обработки экспериментальных данных с сохранением при этом представительности и точности конечных результатов (приложение А).

2 НАЗНАЧЕНИЕ ЭИ

Экспресс-испытания турбин проводятся для обеспечения грамотной и экономичной эксплуатации в целях получения данных, необходимых при оценке следующих факторов:

Текущего изменения общей экономичности;

Состояния отдельных элементов и своевременного выявления дефектов;

Качества ремонта (реконструкции) турбины или ее элементов.

Анализ результатов ЭИ позволит обоснованно судить о том, следует ли остановить турбину (или, если это возможно, отключить отдельные элементы установки) для ревизии и устранения дефектов или оставить ее в работе до ближайшего ремонта. При принятии решения сопоставляются возможные затраты на останов, проведение восстановительных работ, недоотпуск электрической (тепловой) энергии и другие с потерями, обусловленными эксплуатацией оборудования с пониженной экономичностью.

Экспресс-испытания проводятся силами персонала цехов (групп) наладки в соответствии с программой, утвержденной техническим руководителем электростанции.

Периодичность ЭИ между ремонтами строго не регламентируется и во многом зависит от состояния турбоагрегата, его наработки, уровня эксплуатации, качества проведения пуско-остановочных операций и других обстоятельств (например, внеочередное испытание следует провести после неудачного пуска с нарушением требований инструкции, аварийным снижением параметров пара и т.д.). Однако в среднем такие испытания рекомендуется проводить каждые три - четыре месяца.

3 ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ, ПОЛОЖЕННЫЕ В ОСНОВУ ЭИ

Ввиду того, что в основу ЭИ положен принцип сравнительной оценки изменяющихся показателей работы оборудования, для решения задач, приведенных в разделе 2 настоящих Методических указаний, не следует проводить громоздких по объему и дорогостоящих так называемых балансовых испытаний турбоустановки с высокоточным измерением многочисленных расходов пара и воды и последующим расчетом абсолютных показателей экономичности - удельных расходов тепла (пара). Поэтому в качестве основного критерия изменения общей экономичности турбоагрегата вместо весьма трудоемких в определении удельных расходов тепла (пара) принимается электрическая мощность, достаточно точное измерение которой не представляет большого труда. При этом сравниваются зависимости этой мощности не от расхода свежего пара на конденсационном режиме, как это обычно практикуется, а от давления в контрольной ступени турбины при отключенной системе регенерации (это позволяет исключить влияние режимов и показателей работы регенеративных подогревателей на расположение и характер протекания указанной зависимости и, следовательно, дает возможность провести корректный анализ сравниваемых результатов последующих ЭИ). Если учесть однозначную линейную зависимость давления в контрольной ступени от расхода свежего пара, а также возможность достаточно точного его определения, такой прием позволяет отказаться от организации трудоемкого измерения расхода свежего пара с высокой точностью без увеличения погрешности конечного результата (следует отметить, что при тщательном проведении испытаний с одними и теми же измерительными приборами и соблюдении требований настоящих Методических указаний надежность и точность полученных результатов будет достаточно велика и может даже превысить точность «балансовых» испытаний, достигая уровня квадратичной погрешности порядка ±0,4 %).

Таким образом, об изменении общей экономичности турбоагрегата можно будет судить по результатам сравнения зависимостей электрической мощности от давления в контрольной ступени, полученным в результате последовательно проведенных ЭИ.

Что касается анализа состояния отдельных элементов турбоагрегата, то его основными критериями являются следующие:

- для собственно турбины: внутренний относительный КПД цилиндров, работающих в зоне перегретого пара; диаграмма парораспределения; давление по ступеням;

- для конденсатора: вакуум и температурный напор при одинаковых граничных условиях (расход и температура циркуляционной воды на входе, расход отработавшего пара); переохлаждение конденсата; нагрев циркуляционной воды; гидравлическое сопротивление;

- для регенеративных и сетевых подогревателей: температура нагреваемой воды на выходе, температурный напор, потери давления в паропроводе отбора, переохлаждение конденсата греющего пара.

4 УСЛОВИЯ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИЕ НАДЕЖНОСТЬ РЕЗУЛЬТАТОВ ЭИ И ИХ СОПОСТАВИМОСТЬ

Как упоминалось в разделе 3 , для обеспечения максимальной надежности и точности результатов, а значит, и правильности выводов при проведении последовательных испытаний необходимо выполнить ряд условий, основные из которых следующие.

4.1 Идентичность тепловой схемы и режимных факторов

Во время каждого испытания должны быть надежно отключены все отборы пара от турбины на собственные нужды и деаэратор, закрыты дренажные и продувочные линии, трубопроводы связи с другими установками, трубопроводы подпитки, впрыск охлаждающей воды в промежуточный перегрев и т.д.

При проведении опытов с включенной регенерацией следует соблюдать равенство расходов свежего пара и питательной воды через трубные пучки ПВД. Большое внимание при проведении опытов необходимо уделять поддержанию минимальных отклонений параметров пара от номинальных и средних значений за опыт (см. раздел 6.1 ). Для повышения точности конечных результатов следует строго соблюдать требования к минимальной длительности каждого опыта (40 мин стабильного режима - см. раздел 6.2 ) и равной продолжительности каждого режима при последующих испытаниях в целях уменьшения расхождения значений случайных ошибок.

4.2 Идентичность схемы измерений и применяемых приборов

Схема измерений при ЭИ должна проектироваться таким образом, чтобы параметры пара и воды измерялись в одних и тех же местах с помощью одинаковых приборов, поверенных до и после каждого испытания.

В составе типового перечня находятся следующие применяемые при испытании точки измерения:

- давления: пара до и после стопорного клапана, за регулирующими клапанами, в камерах регулирующей ступени, отборов и перед соответствующими подогревателями, за цилиндрами высокого и среднего давления, перед цилиндром среднего давления (три последних в основном для турбин с промперегревом), пара перед сужающими расходомерными устройствами, отработавшего пара;

- температуры: пара перед стопорным клапаном, за цилиндрами высокого и среднего давления, перед цилиндром среднего давления (три последних в основном для турбин с промперегревом), в камере и паропроводах производственного отбора; основного конденсата и питательной воды до и после каждого подогревателя и за обводными линиями; циркуляционной воды до и после конденсатора; сетевой воды до и после подогревателей; конденсата греющего пара всех подогревателей (желательно);

- электрической мощности на зажимах генератора;

- расходов: свежего пара и питательной воды, пара отбора на производство, основного конденсата сетевой воды;

- механических величин: положения штоков сервомотора и регулирующих клапанов, угла поворота кулачкового вала.

Применяемые приборы:

Давление среды измеряется с помощью манометров МТИ класса 0,5; вакуум в конденсаторе желательно измерять ртутными вакуумметрами либо вакуумметрами абсолютного давления в комплекте с регистрирующими приборами типа КСУ или цифровыми устройствами. Учитывая специфику ЭИ (см. раздел 3 ), особое внимание следует уделить максимально надежному измерению давления в контрольных ступенях турбины (так как последние выбираются, как правило, в зоне малых давлений, не превышающих 3 - 4 кгс/см 2 , при выборе и установке манометров или мановакуумметров необходимо обеспечить минимальные значения поправок по протоколам поверки и на высоту присоединения, а еще лучше свести последнюю к нулю). Атмосферное давление измеряется с помощью ртутного барометра либо анероида.

Температура среды измеряется в основном термопреобразователями ХК (ХА) в комплекте с потенциометрами КСП (ПП) или термометрами сопротивления с мостами КСМ. Температуру циркуляционной и сетевой воды часто предпочтительнее измерять лабораторными ртутными термометрами с ценой деления 0,1 °С.

Следует отметить, что количество независимых измерений давления и температуры пара до и после цилиндров, работающих в зоне перегретого пара, должно обеспечить надежное определение их внутреннего КПД (так, в частности, по турбине К-300-240 необходимо иметь, как минимум, по две точки измерения температуры и давления свежего пара и пара перед ЦСД, а также по две точки измерения давления и по четыре - температуры пара после ЦВД и ЦСД).

Электрическая мощность измеряется с помощью специально собранной схемы двух ваттметров класса 0,5 (0,2), присоединенных параллельно счетчикам электроэнергии.

Расход пара и воды измеряется штатными расходомерами, поверенными до и после ЭИ. Точность таких измерений вполне достаточна, так как расход при ЭИ необходим лишь для вспомогательных целей (например, для минимизации расхождений расходов свежего пара и питательной воды, определения тепловой нагрузки подогревателей и т.д.).

5 ПРОГРАММА ЭИ

Поскольку основное влияние на изменение экономичности турбоустановки оказывает состояние проточной части турбины, в качестве основного раздела программы необходимо предусмотреть проведение опытов на конденсационном режиме с полностью отключенной системой регенерации, что исключает влияние отдельных элементов тепловой схемы и режимных условий на уровень экономичности и, следовательно, позволяет выявить влияние лишь собственно турбины. Действительно, при наличии в каждом из последовательно проведенных испытаний с полностью включенной регенерацией различных по значению расхождений между расходами свежего пара и питательной воды и (или) по каким-либо причинам показателей работы отдельных регенеративных подогревателей будет отсутствовать возможность корректного сопоставления результатов испытаний между собой и однозначного определения изменения мощности, обусловленного лишь состоянием проточной части (износом уплотнений, заносом, повреждениями и т.д.) и конденсатора.

Таким образом, первая серия ЭИ турбин любого типа предполагает проведение 5 - 6 опытов на конденсационном режиме с отключенной системой регенерации (ПВД, деаэратор и два последних ПНД) в диапазоне электрических нагрузок от 25 % номинальной до максимума, допускаемого инструкцией по эксплуатации.

Вторая серия ЭИ состоит также из 5 - 6 опытов на конденсационном режиме в аналогичном диапазоне нагрузок, но при проектной тепловой схеме. Цель выполнения данной серии - сравнение значений электрической мощности (в том числе максимально достигнутой) в последовательных ЭИ с анализом изменения показателей регенеративных подогревателей и конденсатора.

Третья серия ЭИ проводится лишь для турбин с регулируемыми отборами пара. Цель опытов - сравнение характеристик турбоагрегата и его элементов при расходе свежего пара, превышающем максимально допустимый на конденсационных режимах, а также определение показателей экономичности сетевых подогревателей при проектной тепловой схеме. Серия состоит из 3 опытов и включает ориентировочно следующие режимы:

Турбины с регулируемым отбором на теплофикацию

Проводятся 3 опыта при расходах свежего пара максимальном, 90 %-ном и 80 %-ном с минимальным открытием поворотных диафрагм ЧНД (для турбин с двумя выходами Т-отбора, например Т-100-130, включены оба сетевых подогревателя и, возможно, встроенные пучки конденсатора).

Турбины с регулируемыми отборами на теплофикацию и производство

Проводятся 3 опыта при расходах свежего пара максимальном, 90 %-ном и 80 %-ном с включенными регулируемыми отборами и минимальным открытием поворотных диафрагм ЧНД (как и в предыдущем случае, для турбин с двумя выходами Т-отбора включены оба сетевых подогревателя и, возможно, встроенные пучки конденсатора). Значения производственного отбора при этом выбираются с учетом пропускной способности ЧСД.

6 ПОРЯДОК И УСЛОВИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ИСПЫТАНИЯ

6.1 Стабильность режима

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

Каждый опыт проводится при неизменном положении органов парораспределения, что обеспечивается постановкой последних на ограничитель мощности или специальный упор. В некоторых случаях, зависящих от конкретных условий работы системы регулирования, стабильности частоты сети, вида топлива и т.д., необходимость указанных дополнительных мероприятий отпадает;

Не производятся какие-либо переключения в тепловой схеме (за исключением, разумеется, аварийных), которые могут повлиять на значения фиксируемых во время опыта показателей и параметров;

Отключается регулятор «до себя»;

Не допускается разница расходов свежего пара и питательной воды более чем на 10 %;

Не нарушаются пределы допустимых отклонений параметров пара (таблица 1 ).

Таблица 1

6.2 Длительность опыта и частота записи показаний

Нормальная длительность опыта составляет порядка 40 мин установившегося режима турбоагрегата.

Записи в журналах наблюдений осуществляются одновременно каждые 5 мин, электрической мощности - 2 мин. Частота фиксации показаний автоматическими приборами составляет 2 - 3 мин.

6.3 Контроль хода опыта

Залогом высокого качества испытания является постоянный контроль режима турбоагрегата и его элементов, а также надежности работы схемы измерений.

Оперативный контроль такого рода осуществляется во время опыта по показаниям приборов с использованием следующих критериев, основанных на сопоставлении между собой основных параметров и показателей работы отдельных элементов:

Минимальной разницы расходов свежего пара и питательной воды;

Постоянства параметров свежего пара;

Неизменности степени открытия паровпускных органов турбины.

Важным критерием хода опыта является также логическая увязка между собой и с нормативными или расчетными данными следующих параметров цикла:

Давления пара до и после стопорных клапанов и за открытыми регулирующими клапанами;

Давления пара за закрытыми регулирующими клапанами и в камере регулирующей ступени;

Давления пара по линии процесса расширения;

Давления пара в камерах отборов и перед соответствующими подогревателями;

Температуры по ходу пара, конденсата, питательной и сетевой воды (особенно до и после врезки трубопроводов обвода подогревателей по воде).

Во время испытания его руководитель ведет дневник, в котором фиксируются время начала и конца каждого опыта, его особенности и основные характерные черты, в частности общие показатели режима (мощность, расходы, состояние отдельных элементов схемы, положение арматуры, барометрическое давление и т.д.).

7 ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ И ИХ АНАЛИЗ

За основу при оценке состояния оборудования принимаются средние из измеренных во время опытов параметров и величин после введения всех необходимых поправок . Для возможности последующего сравнения результатов испытания между собой они приводятся к одинаковым параметрам и номинальным условиям с помощью поправочных кривых завода-изготовителя или кривых содержащихся в типовых характеристиках. Для определения энтальпий пара и последующего расчета внутренних КПД используются I -S -диаграмма для водяного пара и таблицы [1 ].

7.1 Характеристики системы парораспределения

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

Для построения таких зависимостей значения давления пересчитываются на номинальное начальное значение давления по формуле

где р о - номинальное давление свежего пара;

Давление свежего пара и за клапаном или в камере регулирующей ступени в условиях опыта.

Расход (G ) свежего пара в условиях опыта пересчитывается на номинальные начальные параметры пара по формуле

(2)

где T o p и Т o p - соответственно температура свежего пара в условиях опыта и номинальная, К.

Указанные графические зависимости показаны на рисунке 1.

Для анализа кривых на рисунке 1 используются следующие показатели:

Значение суммарной потери давления (Dр ) на трассе стопорный клапан - полностью открытый регулирующий клапан (обычно не превышает 3 - 5 %);

Соответствие очередности открытия регулирующих клапанов заводской диаграмме или данным испытаний однотипных турбин (при анализе правильности настройки системы парораспределения следует иметь в виду, что более пологое протекание линии давления за каким-либо клапаном при последующем испытании может быть вызвано износом сопл соответствующего сегмента, а более крутое - уменьшением их сечения, например вследствие завальцовки; давление за закрытым клапаном должно равняться давлению в камере регулирующей ступени);

Зависимость подъема штока сервомотора (поворота кулачкового вала), протекающая плавно, без изломов и площадок (наличие последних указывает на нарушение формы статической характеристики).

1 - перед стопорным клапаном; 2 - в камере регулирующей ступени; 3 , 4 , 5 и 6 - 1-й, 2-й, 3-й и 4-й регулирующие клапаны

Рисунок 1 - Характеристики системы парораспределения

7.2 Зависимости давлений пара по ступеням от давления в контрольной ступени

Данные зависимости, используемые для оценки возможных изменений в проточной части турбины, анализируются в основном по результатам опытов с отключенной регенерацией. Эти зависимости можно также сравнивать и по результатам опытов с включенной регенерацией, однако ввиду того, что в этом случае опытные значения должны быть скорректированы с учетом возможного несоответствия расходов свежего пара и питательной воды и характеристик регенеративных подогревателей по каждому из испытаний, данные опытов этой серии для анализа состояния проточной части практически не используются.

Сравниваемые значения давления для турбин с промперегревом должны быть приведены к номинальному значению температуры свежего пара (ступени до промперегрева) и пара после промперегрева (ступени ЦСД и ЦНД) по формулам:

(3)

(4)

(при поддержании значений температуры близкими к номинальным этими поправками можно пренебречь).

Большое значение для надежности оценки результатов испытаний имеет выбор контрольной ступени (см. раздел 3 настоящих Методических указаний). Как правило, в качестве контрольной выбирается ступень в зоне низких давлений, так как, во-первых, из-за отсутствия заноса проточной части в этой зоне и относительно больших зазоров проходные сечения этих ступеней достаточно стабильны во времени и, во-вторых, при фиксации давлений в этой ступени во время опытов можно обеспечить большую точность отсчета показаний манометра. При проведении испытания обычно фиксируются значения давления практически во всех камерах регенеративных отборов, а окончательный выбор контрольной ступени осуществляется лишь после тщательного анализа графических зависимостей давления в остальных ступенях от давления в ступенях, которые предполагается использовать в качестве контрольных (такие зависимости в соответствии с формулой Флюгеля практически прямолинейны и направлены в начало координат).

В таблице 2 представлены ступени проточной части турбин основных типов, которые обычно используются в качестве контрольных.

Таблица 2

Совпадение вышеперечисленных зависимостей при последовательных испытаниях свидетельствует об отсутствии существенных изменений проходных сечений проточной части;

Более крутое расположение линий по отношению к полученным по предыдущим испытаниям свидетельствует о солевом заносе либо о местном повреждении соплового аппарата;

Более пологое протекание линий указывает на увеличение зазоров (исключая вариант сравнения результатов до и после промывки).

7.3 Внутренний (относительный) КПД цилиндров, работающих в зоне перегретого пара

Значения внутренних КПД цилиндров рассчитываются с помощью общепринятых формул по результатам опытов с включенной и отключенной системой регенерации, часть которых проводится при полном открытии всех или нескольких групп регулирующих клапанов [2 ], [9 ].

Как показано в [9 ], на значение внутреннего КПД цилиндра турбины влияют в основном следующие факторы: характеристика системы парораспределения (давление за регулирующими клапанами, потери при их полном открытии, значения перекрыш); давления по проточной части; состояние лопаточного аппарата и протечки через надбандажные и диафрагменные уплотнения и разъемы диафрагм и цилиндров. Однако если влияние двух первых факторов на изменение значения КПД в период между последовательными испытаниями может быть, хотя бы приблизительно, оценено с помощью I -S -диаграммы и расчетных данных по проточной части (по изменению отношения U /С 0),то способы непосредственного контроля внутрицилиндровых протечек, к сожалению, отсутствуют и об изменении их значения приходится судить лишь по результатам косвенных измерений, в частности температуры за контролируемым отсеком турбины. Температура пара, протекающего через внутренние уплотнения, существенно выше температуры пара, проходящего через сопловой и лопаточный аппараты, поэтому при тех же условиях с увеличением зазоров в уплотнениях в период эксплуатации температура пара (а, следовательно, и энтальпия) на выходе из цилиндра будет превышать исходную на все большое значение (соответственно будут снижаться значения внутреннего КПД, рассчитанные по параметрам, измеренным до и после цилиндра).

Ввиду того, что при включенной регенерации часть высокотемпературных протечек помимо лопаточного аппарата сбрасывается в соответствующие подогреватели, температура пара после цилиндра будет ниже, а следовательно, значение внутреннего КПД последнего больше аналогичных значений в опытах с отключенной регенерацией. Исходя из этого, по значению расхождения внутренних КПД, полученных в опытах с включенной и отключенной регенерацией во времени, можно судить об изменении «плотности» проточной части соответствующего цилиндра турбины.

В качестве иллюстрации на рисунке 2 показано изменение внутренних КПД ЦВД и ЦСД турбин К-300-240 во времени (ч), по результатам испытаний [10 ].

1 и 2 - система регенерации соответственно включена и отключена

Рисунок 2 - Изменение внутренних КПД ЦВД и ЦСД

Таким образом, как показывает анализ результатов многочисленных испытаний турбин разных типов, наиболее характерными причинами снижения внутренних КПД турбин или их цилиндров являются:

Повышенное дросселирование в системе парораспределения;

Увеличение зазоров в проточной части по сравнению с расчетными значениями;

Несоответствие проходных сечений расчетным;

Наличие заноса проточной части, влияющего на значение профильных потерь и отношение U /С 0 ;

Износ и повреждение элементов проточной части.

7.4 Эффективность системы регенерации и сетевых подогревателей

Эффективность системы регенерации характеризуется значениями температуры питательной воды и конденсата за каждым подогревателем, показываемыми на графиках в зависимости от значений расхода свежего пара или давления в контрольной ступени.

При понижении температуры воды после подогревателя по сравнению с предыдущим испытанием следует прежде всего определить зависимость температурного напора подогревателя (недогрева относительно температуры насыщения) от удельной тепловой нагрузки или от расхода свежего пара (давления) в контрольной ступени и сравнить ее с нормативной или расчетной. Причинами повышения температурного напора могут явиться следующие факторы:

Высокий уровень конденсата в корпусе;

Размыв подпорных шайб между ходами воды;

Загрязнение поверхности трубок;

- «завоздушнивание» корпусов подогревателей вследствие повышенных присосов воздуха и неудовлетворительной работы системы отсоса воздуха и т.д.

Если температурный напор соответствует норме, то необходимо сопоставить значения давления пара в подогревателе и соответствующей камере турбины, т.е. определить гидравлическое сопротивление паропровода. Причинами увеличения последнего может, в частности, явиться повышенное дросселирование в запорном органе или обратном клапане.

При выяснении причин недогрева воды за подогревателем, снабженным обводной линией, следует убедиться в плотности последней. Это особенно важно при анализе работы ПВД, которые снабжены трубопроводами группового обвода с быстродействующими клапанами, плотность которых зачастую бывает нарушена.

Сетевые подогреватели в составе современных турбоустановок со ступенчатым подогревом сетевой воды стали практически неотъемлемой частью турбины, оказывая существенное влияние на ее экономические показатели. При анализе эффективности их работы применяются те же критерии и приемы, что и для регенеративных подогревателей, однако, учитывая многообразие режимов сетевых подогревателей (возможное разрежение в паровом пространстве, более низкое качество воды по отношению к конденсирующемуся пару и т.д.), особое внимание при анализе их состояния следует уделять воздушной плотности, наличию отложений на внутренних поверхностях трубного пучка и соответствию поверхности теплообмена расчетному значению (в частности, количеству заглушенных трубок).

7.5 Эффективность конденсатора

Основным параметром, характеризующим эффективность конденсатора при заданных паровой нагрузке (расходе отработавшего пара), расходе охлаждающей воды и ее температуре на входе, является вакуум (давление отработавшего пара), фактические значения которого сравниваются с результатами предыдущих испытаний.

При повышенных значениях вакуума необходимо провести тщательную проверку состояния конденсационной установки, что сводится в основном к анализу значений отдельных компонентов, определяющих температуру насыщения (Т s), соответствующую фактическому вакууму, по формуле [9 ]

Т s = Т 1 + DТ + ?Т, (5)

где Т 1 и DТ - температура охлаждающей воды на входе в конденсатор и ее нагрев;

Т - температурный напор конденсатора, определяемый как разность температур насыщения и охлаждающей воды на выходе.

Температура охлаждающей воды перед конденсатором при прямоточной системе водоснабжения является так называемым внешним фактором, который определяется в основном лишь гидрологическими и метеорологическими условиями, а при оборотной системе существенно зависит также и от эффективности водоохлаждающих установок, в частности градирен (поэтому в последнем случае следует проверить охлаждающую способность такой установки и ее соответствие нормативным данным).

Другим компонентом, влияющим на вакуум, является нагрев охлаждающей воды, который при заданной паровой нагрузке зависит от расхода охлаждающей воды. Увеличение нагрева воды свидетельствует о недостаточном ее расходе, причинами чего могут быть увеличенное гидравлическое сопротивление вследствие загрязнения трубок и (или) трубных досок посторонними предметами, илистыми и минеральными отложениями, ракушками и прочим, а также снижение по какой-либо причине подачи циркуляционных насосов, неполное открытие арматуры, уменьшение сифонного эффекта и т.д.

Одной из причин ухудшения теплообмена в конденсаторе может быть также образование тонкого слоя минеральных или органических отложений на внутренней поверхности трубок, который не вызовет заметного повышения гидравлического сопротивления и поэтому не может быть обнаружен по росту последнего. О влиянии этого фактора можно судить лишь с помощью анализа основного интегрального показателя состояния охлаждающей поверхности - температурного напора [третьего слагаемого в формуле (5 )].

Температурный напор конденсатора (как и практически любого теплообменного аппарата) представляет собой, как и общий коэффициент теплопередачи, наиболее полный и универсальный критерий эффективности процесса передачи тепла от отработавшего пара к охлаждающей воде. При этом следует учитывать, что в отличие от коэффициента теплопередачи, который не может быть получен путем непосредственных измерений, а лишь с помощью громоздких расчетов, температурный напор определяется достаточно просто и поэтому широко используется в эксплуатации.

На температурный напор конденсатора влияют практически все основные факторы, характеризующие условия эксплуатации и состояние отдельных элементов конденсационной установки: паровая нагрузка, температура и расход охлаждающей воды, воздушная плотность вакуумной системы, состояние поверхности трубок, количество заглушенных трубок, эффективность работы воздухоудаляющих устройств и др. Для анализа причин роста температурного напора при заданных расходе охлаждающей воды, ее температуре на входе и паровой нагрузке конденсатора анализируется каждый из перечисленных факторов и показателей:

Воздушная плотность вакуумной системы - с помощью измерения количества воздуха, отсасываемого из конденсатора;

Состояние поверхностей трубок, наличие видимого заноса - по значению гидравлического сопротивления, визуально, вырезкой образцов; - сокращение суммарной поверхности охлаждения - по количеству заглушенных трубок;

Эффективность работы воздухоудаляющего устройства - путем определения рабочих характеристик эжекторов.

На рисунках 3 - 6 показаны упомянутые зависимости для конденсаторов 300-КЦС-1 и 200-КЦС-2 ЛМЗ.

Зависимость гидравлического сопротивления конденсатора, т.е. перепада давления между его напорными и сливными патрубками Dр к, от расхода охлаждающей воды W представляет собой параболическую кривую, постоянный коэффициент которой увеличивается с ростом степени загрязнения (рисунок 7 ).

Следует заметить, что для проведения анализа эффективности конденсатора, а также регенеративных и сетевых подогревателей практически не требуется организации каких-либо серьезных измерений сверх штатного объема и необходимо лишь обеспечить их достаточную точность путем периодической калибровки.

а - расход охлаждающей воды 36000 м 3 /ч; б - расход охлаждающей воды 25000 м 3 /ч

Рисунок 3 - Зависимость вакуума в конденсаторе 300-КЦС-1 (р 2) от паровой нагрузки (G 2) и температуры охлаждающей воды (t 1 в)

а , б - см. рисунок 3 .

Рисунок 4 - Зависимость температурного напора в конденсаторе 300-КЦС-1 (d t ) от паровой нагрузки (G 2) и температуры охлаждающей воды (t 1 в)

а - расход охлаждающей воды 25000 м 3 /ч; б - расход охлаждающей воды 17000 м 3 /ч

Рисунок 5 - Зависимость температурного напора в конденсаторе 200-КЦС-2 (d t ) от паровой нагрузки (G 2) и температуры охлаждающей воды (t 1 в)

Рисунок 6 - Зависимость нагрева охлаждающей воды в конденсаторе 300-КЦС-1 (D t ) от паровой нагрузки (G 2) при расходе охлаждающей воды 36000 м 3 /ч

Рисунок 7 - зависимость гидравлического сопротивления конденсатора 300-КЦС-1 (? p к ) от расхода охлаждающей воды (W )

7.6 Оценка изменения общей экономичности турбоагрегата

Основным критерием, используемым при оценке изменения экономичности, как указывалось выше, является графическая зависимость электрической мощности от давления в контрольной ступени, полученная по результатам испытаний турбоагрегата на конденсационном режиме с отключенной системой регенерации (в процессе обработки опытных данных эта характеристика так же, как и давления по проточной части, предварительно строится в зависимости от давления в нескольких ступенях, после совместного анализа которых производится окончательный выбор контрольной ступени - см. раздел 7.2 настоящих Методических указаний).

Для построения зависимости опытные значения электрической мощности приводятся к постоянным параметрам пара, принятым в качестве номинальных, и вакууму в конденсаторе с помощью заводских поправочных кривых либо поправок, содержащихся в типовых энергетических характеристиках (ТЭХ):

N т = N т оп + ?DN , (6)

где N т оп - электрическая мощность, измеренная при испытании;

DN - суммарная поправка.

На рисунке 8 в качестве примера показаны зависимости электрической мощности турбины К-300-240 от давления в камерах V и VI отборов (последнее эквивалентно давлению в ресиверах за ЦСД) при отключенной системе регенерации по данным двух последовательно проведенных испытаний.

Как видно из рисунка 8 , значения изменения электрической мощности DN т, полученные на основании графического сравнения зависимостей от давлений в двух вышеупомянутых ступенях, практически совпадают, что свидетельствует о достаточной надежности полученных результатов.

Рисунок 8 - Зависимость электрической мощности турбины К-300-240 (N т) от давления в контрольных ступенях (в камере V отбора и за ЦСД) при отключенной системе регенерации

Общее значение изменения мощности можно также представить в виде суммы отдельных составляющих, определяемых расчетным путем:

(7)

где - изменение мощности, вызванное соответствующим изменением внутреннего КПД цилиндров, работающих в зоне перегретого пара;

Изменение мощности, обусловленное прочими факторами, главным образом протечками через концевые уплотнения и неплотности разъемов цилиндров, обойм и диафрагм, неплотностью арматуры на дренажных и продувочных линиях, изменением внутреннего КПД цилиндров, работающих в зоне влажного пара, и др.

Значение можно оценить по изменению внутреннего КПД цилиндра с учетом его доли в общей мощности турбоагрегата и обратного по знаку компенсирующего влияния его на мощность последующего цилиндра . Например, при увеличении внутреннего КПД ЦСД турбины К-300-240 ХТГЗ на 1 % изменение общей мощности турбоагрегата достигнет приблизительно 0,70 МВт, так как изменения мощностей ЦСД и ЦНД составят соответственно +1,22 и -0,53 МВт.

Что касается значения , то определить его с достаточной точностью практически невозможно, однако следует иметь в виду, что его составляющая, связанная с возможным изменением внутреннего КПД цилиндров, работающих во влажном паре, как правило, весьма незначительна (если, конечно, исключить заметные повреждения), так как абсолютные зазоры по проточной части достаточно велики, а относительные вследствие значительной высоты лопаток малы, что обусловливает достаточную сохранность уплотнений во времени и, следовательно, малое влияние их состояния на экономичность. Поэтому основной составляющей неучитываемого изменения мощности являются неконтролируемые протечки пара через неплотности элементов цилиндра и запорной арматуры. Значения этих протечек и определяют главным образом расхождение значений изменения мощности турбины, найденного непосредственно по результатам испытаний и рассчитанного по изменению внутренних КПД цилиндров, работающих во влажном паре.

Большое значение для оценки экономичности и нагрузочных возможностей турбоагрегата имеет определение его максимальной электрической мощности при проектной тепловой схеме. В качестве основного критерия, ограничивающего перегрузку турбины по пару и, следовательно, определяющего максимальную электрическую мощность, используется, как правило, значение давления в камере регулирующей ступени, указываемое в инструкции по эксплуатации и технических условиях на поставку. В качестве примера в таблице 3 приведены максимальные значения электрической мощности турбины К-300-240-2 ЛМЗ.

Таблица 3

В некоторых случаях дополнительно ограничиваются значения давления в других камерах по проточной части, например в линии холодного промперегрева и перед ЦНД (в частности, последнее для турбин К-500-240 и К-800-240 не должно превышать 3 кгс/см 2).

Причинами, лимитирующими максимальную электрическую мощность, являются также предельно допустимые значения вакуума в конденсаторе и температуры выхлопного патрубка турбины.

Прочими факторами, ограничивающими электрическую мощность, являются показатели, характеризующие состояние турбины и ее отдельных систем и элементов (вибрация, подъем клапанов, относительные расширения и др.), а также «внешние» условия со стороны котла и вспомогательного оборудования.

Максимальная электрическая мощность определяется из опытов при проектной тепловой схеме и параметрах пара и воды, минимально отличающихся от проектных. Если при сравнительном анализе результатов последовательных испытаний выяснится, что мощность уменьшилась, то для выяснения причин этого необходимо сопоставить показатели, характеризующие эффективность всех элементов турбоустановки (см. разделы 7.1 - 7.5 настоящих Методических указаний), и в случае их расхождения попытаться количественно оценить влияние их изменений на значение максимальной электрической мощности с помощью данных соответствующих ТЭХ или [11 ].

Окончательные результаты ЭИ представляются в двух видах - табличном и графическом.

В таблицах указываются все параметры и показатели, характеризующие состояние турбоагрегата при каждом из проверенных режимов, пересчитанные в случае необходимости на номинальные условия (см. разделы 7.1 ; 7.2 и 7.6 настоящих Методических указаний). Основные из них следующие:

Давление свежего пара до и после стопорных клапанов, за регулирующими клапанами, в камерах и ступенях турбины и перед подогревателями регенеративными и сетевыми; вакуум в конденсаторе;

Температура свежего пара, парапромперегрева, питательной воды, конденсата и сетевой воды за соответствующими подогревателями, охлаждающей воды до и после конденсатора;

Расход свежего пара, питательной воды, конденсата основного и сетевых подогревателей, сетевой воды;

Электрическая мощность на зажимах генератора.

По вышеупомянутым табличным данным строятся графические зависимости следующих параметров установки от давления в контрольных ступенях:

Давления:

за регулирующими клапанами (также и от расхода свежего пара);

в камерах отборов и ступенях турбины;

перед подогревателями;

Температуры питательной воды и конденсата;

Внутреннего КПД цилиндров, работающих в зоне перегретого пара (также от расхода свежего пара);

Электрической мощности на зажимах генератора.

От расхода пара в конденсатор строятся зависимости нагрева охлаждающей воды, температурного напора и вакуума в конденсаторе. Такие характеристики регенеративных и сетевых подогревателей, как температурный напор, а также потери давления в трубопроводах греющего пара, могут быть построены в зависимости от их тепловой нагрузки.

8 ЗАКЛЮЧЕНИЕ

8.1 Тщательно проводимые с соблюдением всех рекомендаций и минимальной периодичностью ЭИ при сравнительно небольших затратах и трудоемкости помогают своевременно обнаружить дефекты в работе турбоагрегата и его элементов, влияющие на уровень экономичности.

8.2 Для получения надежных и сопоставимых между собой результатов при проведении последовательных испытаний необходимо соблюдать два основных условия: полную идентичность тепловой схемы и режимных условий и применение одних и тех же регулярно поверяемых измерительных приборов и датчиков рекомендуемого класса точности.

8.3 Постоянным признаком практически любого сколько-нибудь заметного дефекта проточной части турбины является отклонение от нормы давления пара в одной или нескольких ступенях. В связи с этим большое значение приобретает тщательное измерение давления в максимально возможном количестве точек по проточной части, так как это позволит с большой точностью определить предполагаемое местонахождение дефекта, а следовательно, выяснить перед вскрытием цилиндра возможную потребность в соответствующих запасных комплектах соплового и лопаточного аппарата, уплотнительных сегментов, гребней и т.д. Учитывая относительную простоту измерения, контроль давления по ступеням следует осуществлять постоянно в целях своевременной фиксации отклонений от нормы.

Приложение А

ГРАФИЧЕСКИЕ ЗАВИСИМОСТИ, ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ ПРИ ОБРАБОТКЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ЭИ

Рисунок А.1, а -

Рисунок А.1, б - Плотность перегретого пара в зависимости от параметров

Рисунок А.1, в - Плотность перегретого пара в зависимости от параметров

Рисунок А.1, г

Рисунок А.1, д - Плотность перегретого пара в зависимости от параметров

Рисунок А.1, е - Плотность перегретого пара в зависимости от параметров

Рисунок А.1, ж - Плотность перегретого пара в зависимости от параметров

Рисунок А.1, з - Плотность перегретого пара в зависимости от параметров

Рисунок А.1, и - Плотность перегретого пара в зависимости от параметров

Рисунок А.1, к - Плотность перегретого пара в зависимости от параметров

Рисунок А.1, л - Плотность перегретого пара в зависимости от параметров

Рисунок А.1, м - Плотность перегретого пара в зависимости от параметров

Рисунок А.1, н - Плотность перегретого пара в зависимости от параметров

Рисунок А.1, о - Плотность перегретого пара в зависимости от параметров

Рисунок А.1, п - Плотность перегретого пара в зависимости от параметров

Рисунок А.1, р - Плотность перегретого пара в зависимости от параметров

Рисунок А.1, с - Плотность перегретого пара в зависимости от параметров

Рисунок А.1, т - Плотность перегретого пара в зависимости от параметров

Рисунок А.1, у - Плотность перегретого пара в зависимости от параметров

Рисунок А.2 - Плотность воды в зависимости от параметров

Плотность r, кг/м 3

Температура

< t °С <

Рисунок А.3 - Плотность воды в зависимости от температуры при р ? 50 кгс/см 2 (r = ? ? + Dr )

Рисунок А.4 - Определение энтальпии воды в зависимости от параметров

Рисунок А.5 - Поправка к показаниям ртутных вакуумметров на капиллярность

Рисунок А.6 - Определение cos j по показаниям двух ваттметров ? 1 и a 2 , соединенных по схеме Арона

Рисунок А.7, а -

Рисунок А.7, б - Температура насыщения пара в зависимости от давления

Рисунок А.7, в - Температура насыщения пара в зависимости от давления

Список используемой литературы

1. Ривкин С.Л., Александров А.А. Теплофизические свойства воды и водяного пара. - М.: Энергия, 1980.

2. Сахаров А.М. Тепловые испытания паровых турбин. - М.: Энергоатомиздат, 1990.

3. Инструкция по проведению экспресс-испытаний турбоустановки К-300-240 ЛМЗ. - М.: СПО ОРГРЭС, 1976.

4. Инструкция по проведению экспресс-испытаний турбоустановки К-300-240 ХТГЗ. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1977.

5. Инструкция по проведению экспресс-испытаний турбоустановки ПТ-60-130/13 ЛМЗ. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1977.

6. Инструкция по проведению экспресс-испытаний турбоустановки К-160-130 ХТГЗ. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1978.

7. Инструкция по проведению экспресс-испытаний турбоустановки К-200-130 ЛМЗ. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1978.

8. Инструкция по проведению экспресс-испытаний турбоустановки Т-100-130 ТМЗ. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1978.

9. Щегляев А.В. Паровые турбины. - М.: Энергия, 1976.

10. Лазутин И.А. и др. Определение изменения экономичности цилиндров паровых турбин. - Теплоэнергетика, 1983, № 4.

11. Рубинштейн Я.М., Щепетильников М.И. Расчет влияния изменений в тепловой схеме на экономичность электростанции. - М.: Энергия, 1969.

1 общая часть. 1 2 назначение эи.. 1 3 основные принципы, положенные в основу эи.. 2 4 условия, обеспечивающие надежность результатов эи и их сопоставимость. 3 4.1 идентичность тепловой схемы и режимных факторов. 3 4.2 идентичность схемы измерений и применяемых приборов. 3 5 программа эи.. 4 6 порядок и условия проведения испытания. 5 6.1 стабильность режима. 5 6.2 длительность опыта и частота записи показаний. 5 6.3 контроль хода опыта. 5 7 обработка результатов и их анализ. 6 7.1 характеристики системы парораспределения. 6 7.2 зависимости давлений пара по ступеням от давления в контрольной ступени. 7 7.3 внутренний (относительный) кпд цилиндров, работающих в зоне перегретого пара. 8 7.4 эффективность системы регенерации и сетевых подогревателей. 10 7.5 эффективность конденсатора. 10 7.6 оценка изменения общей экономичности турбоагрегата. 15 8 заключение. 18 Приложение а. Графические зависимости, используемые при обработке результатов эи.. 19 Список используемой литературы.. 43

Тепловые испытания паровых турбин
и турбинного оборудования

В последние годы по линии знергосбережения повысилось внимание к нормативам расходов топлива для предприятий, вырабатывающих тепло- и электроэнергию, поэтому для генерирующих предприятий фактические показатели экономичности теплоэнергетического оборудования приобретают важное значение.

В то же время известно, что фактические показатели экономичности в условиях эксплуатации отличаются от расчетных (заводских), поэтому для объективного нормирования расходов топлива на выработку теплоэнергии и электроэнергии целесообразно проводить испытания оборудования.

На основе материалов испытаний оборудования разрабатываются нормативные энергетические характеристики и макет (порядок, алгоритм) расчета норм удельных расходов топлива в соответствии с РД 34.09.155-93 «Методические указания по составлению и содержанию энергетических характеристик оборудования тепловых электростанций» и РД 153-34.0-09.154-99 «Положение о нормировании расхода топлива на электростанциях».

Особую важность испытания теплоэнергетического оборудования приобретают для объектов, эксплуатирующих оборудование введенное в эксплуатацию до 70-х годов и на котором проводилась модернизация и реконструкция котлов, турбин, вспомогательного оборудования. Без проведения испытаний нормирование расходов топлива по расчетным данным приведет к существенным ошибкам не в пользу генерирующих предприятий. Поэтому затраты на тепловые испытания в сравнении с выгодой от них являются несущественными.

Цели проведения тепловых испытаний паровых турбин и турбинного оборудования: определение фактической экономичности; получение тепловых характеристик; сравнение с гарантиями завода-изготовителя; получение данных для нормирования, контроля, анализа и оптимизации работы турбинного оборудования; получение материалов для разработки энергетических характеристик; разработка мероприятий по повышению экономичности

Цели проведения экспресс-испытаний паровых турбин: определение целесообразности и объема ремонта; оценка качества и эффективности проведенного ремонта или модернизации; оценка текущего изменения экономичности турбины в процессе эксплуатации.

Современные технологии и уровень инженерных знаний позволяют экономично модернизировать агрегаты, улучшить их показатели и увеличить сроки эксплуатации.

Основными целями модернизации являются:

снижение потребляемой мощности компрессорного агрегата;

повышение производительности компрессора;

повышение мощности и экономичности технологической турбины;

уменьшение расхода природного газа;

повышение эксплуатационной стабильности оборудования;

сокращение количества деталей за счет повышения напорности компрессоров и работы турбин на меньшем количестве ступеней с сохранением и даже увеличением КПД энергоустановки.

Улучшение приведенных энергетических и экономических показателей турбоагрегата производится за счет использования модернизированных методов проектирования (решение прямой и обратной задачи). Они связаны:

с включением в расчетную схему более корректных моделей турбулентной вязкости,

учетом профильного и торцевого загромождения пограничным слоем,

устранением отрывных явлений при увеличении диффузорности межлопаточных каналов и изменении степени реактивности (выраженной нестационарностью течения перед возникновением помпажа),

возможностью идентификации объекта применением математических моделей с генетической оптимизации параметров.

Конечной целью модернизации всегда является наращивание производства конечного продукта и минимизация затрат.

Комплексный подход к модернизации турбинного оборудования

При проведении модернизации компания Astronit обычно использует комплексный подход, при котором подвергаются реконструкции (модернизации) следующие узлы технологического турбоагрегата:

компрессор;

• центробежный компрессор-нагнетатель;

  промежуточные охладители;

  мультипликатор;

  система смазки;

  система воздухоочистки;

  система автоматического управления и защиты.

Модернизация компрессорного оборудования

Основные направления модернизации, практикуемые специалистами компании Astronit:

замена проточных частей на новые (так называемые сменные проточные части, включающие в себя рабочие колеса и лопаточные диффузоры), с улучшенными характеристиками, но в габаритах существующих корпусов;

уменьшение числа ступеней за счет совершенствования проточной части на базе трехмерного анализа в современных программных продуктах;

нанесение легкосрабатываемых покрытий и уменьшение радиальных зазоров;

замена уплотнений на более эффективные;

замена масляных опор компрессора на «сухие» опоры с применением магнитного подвеса. Это позволяет отказаться от использования масла и улучшить условия эксплуатации компрессора.

Внедрение современных систем управления и защиты

Для повышения эксплуатационной надежности и экономичности внедряются современные контрольно-измерительные приборы, цифровые системы автоматического управления и защиты (как отдельных частей, так и всего технологического комплекса в целом), диагностические системы и системы связи.

ПАРОВЫЕ ТУРБИНЫ

Сопла и лопатки.

Тепловые циклы.

Цикл Ранкина.

Цикл с промежуточным подогревом.

Цикл с промежуточным отбором и утилизацией тепла отработанного пара.

Конструкции турбин.

Применение.

ДРУГИЕ ТУРБИНЫ

Гидравлические турбины.

Газовые турбины.

Scroll upScroll down

Также по теме

АВИАЦИОННАЯ СИЛОВАЯ УСТАНОВКА

ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЭНЕРГИЯ

СУДОВЫЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ И ДВИЖИТЕЛИ

ГИДРОЭНЕРГЕТИКА

ТУРБИНА

ТУРБИНА, первичный двигатель с вращательным движением рабочего органа для преобразования кинетической энергии потока жидкого или газообразного рабочего тела в механическую энергию на валу. Турбина состоит из ротора с лопатками (облопаченного рабочего колеса) и корпуса с патрубками. Патрубки подводят и отводят поток рабочего тела. Турбины, в зависимости от используемого рабочего тела, бывают гидравлические, паровые и газовые. В зависимости от среднего направления потока через турбину они делятся на осевые, в которых поток параллелен оси турбины, и радиальные, в которых поток направлен от периферии к центру.

ПАРОВЫЕ ТУРБИНЫ

Основные элементы паровой турбины – корпус, сопла и лопатки ротора. Пар от внешнего источника по трубопроводам подводится к турбине. В соплах потенциальная энергия пара преобразуется в кинетическую энергию струи. Вырывающийся из сопел пар направляется на изогнутые (специально спрофилированные) рабочие лопатки, расположенные по периферии ротор. Под действием струи пара появляется тангенциальная (окружная) сила, приводящая ротор во вращение.

Сопла и лопатки.

Пар под давлением поступает к одному или нескольким неподвижным соплам, в которых происходит его расширение и откуда он вытекает с большой скоростью. Из сопел поток выходит под углом к плоскости вращения рабочих лопаток. В некоторых конструкциях сопла образованы рядом неподвижных лопаток (сопловой аппарат). Лопатки рабочего колеса искривлены в направлении потока и расположены радиально. В активной турбине (рис. 1,а ) проточный канал рабочего колеса имеет постоянное поперечное сечение, т.е. скорость в относительном движении в рабочем колесе по абсолютной величине не меняется. Давление пара перед рабочим колесом и за ним одинаковое. В реактивной турбине (рис. 1,б ) проточные каналы рабочего колеса имеют переменное сечение. Проточные каналы реактивной турбины рассчитаны так, что скорость потока в них увеличивается, а давление соответственно падает.

R1; в – облопачивание рабочего колеса. V1 – скорость пара на выходе из сопла; V2 – скорость пара за рабочим колесом в неподвижной системе координат; U1 – окружная скорость лопатки; R1 – скорость пара на входе в рабочее колесо в относительном движении; R2 – скорость пара на выходе из рабочего колеса в относительном движении. 1 – бандаж; 2 – лопатка; 3 – ротор." title="Рис. 1. РАБОЧИЕ ЛОПАТКИ ТУРБИНЫ. а – активное рабочее колесо, R1 = R2; б – реактивное рабочее колесо, R2 > R1; в – облопачивание рабочего колеса. V1 – скорость пара на выходе из сопла; V2 – скорость пара за рабочим колесом в неподвижной системе координат; U1 – окружная скорость лопатки; R1 – скорость пара на входе в рабочее колесо в относительном движении; R2 – скорость пара на выходе из рабочего колеса в относительном движении. 1 – бандаж; 2 – лопатка; 3 – ротор.">Рис. 1. РАБОЧИЕ ЛОПАТКИ ТУРБИНЫ. а – активное рабочее колесо, R1 = R2; б – реактивное рабочее колесо, R2 > R1; в – облопачивание рабочего колеса. V1 – скорость пара на выходе из сопла; V2 – скорость пара за рабочим колесом в неподвижной системе координат; U1 – окружная скорость лопатки; R1 – скорость пара на входе в рабочее колесо в относительном движении; R2 – скорость пара на выходе из рабочего колеса в относительном движении. 1 – бандаж; 2 – лопатка; 3 – ротор.

Турбины обычно проектируют так, чтобы они находились на одном валу с устройством, потребляющим их энергию. Скорость вращения рабочего колеса ограничивается пределом прочности материалов, из которых изготовлены диск и лопатки. Для наиболее полного и эффективного преобразования энергии пара турбины делают многоступенчатыми.

Тепловые циклы.

Цикл Ранкина.

В турбину, работающую по циклу Ранкина (рис. 2,а ), пар поступает от внешнего источника пара; дополнительного подогрева пара между ступенями турбины нет, есть только естественные потери тепла.

Цикл с промежуточным подогревом.

В этом цикле (рис. 2,б ) пар после первых ступеней направляется в теплообменник для дополнительного подогрева (перегрева). Затем он снова возвращается в турбину, где в последующих ступенях происходит его окончательное расширение. Повышение температуры рабочего тела позволяет повысить экономичность турбины.

Рис. 2. ТУРБИНЫ С РАЗНЫМИ ТЕПЛОВЫМИ ЦИКЛАМИ. а – простой цикл Ранкина; б – цикл с промежуточным подогревом пара; в – цикл с промежуточным отбором пара и утилизацией тепла.

Цикл с промежуточным отбором и утилизацией тепла отработанного пара.

Пар на выходе из турбины обладает еще значительной тепловой энергией, которая обычно рассеивается в конденсаторе. Часть энергии может быть отобрана при конденсации отработанного пара. Некоторая часть пара может быть отобрана на промежуточных ступенях турбины (рис. 2,в ) и использована для предварительного подогрева, например, питательной воды или для каких-либо технологических процессов.

Конструкции турбин.

В турбине происходит расширение рабочего тела, поэтому для пропуска возросшего объемного расхода последние ступени (низкого давления) должны иметь больший диаметр. Увеличение диаметра ограничивается допустимыми максимальными напряжениями, обусловленными центробежными нагрузками при повышенной температуре. В турбинах с разветвлением потока (рис. 3) пар проходит через разные турбины или разные ступени турбины.

Рис. 3. ТУРБИНЫ С РАЗВЕТВЛЕНИЕМ ПОТОКА. а – сдвоенная турбина параллельного действия; б – сдвоенная турбина параллельного действия с противоположно направленными потоками; в – турбина с разветвлением потока после нескольких ступеней высокого давления; г – компаунд-турбина.

Применение.

Для обеспечения высокого КПД турбина должна вращаться с высокой скоростью, однако число оборотов ограничивается прочностью материалов турбины и оборудованием, которое находится на одном валу с ней. Электрогенераторы на тепловых электростанциях рассчитывают на 1800 или 3600 об/мин и обычно устанавливают на одном валу с турбиной. На одном валу с турбиной могут быть установлены центробежные нагнетатели и насосы, вентиляторы и центрифуги.

Низкоскоростное оборудование соединяется с высокоскоростной турбиной через понижающий редуктор, как, например, в судовых двигателях, где гребной винт должен вращаться с частотой от 60 до 400 об/мин.

ДРУГИЕ ТУРБИНЫ

Гидравлические турбины.

В современных гидротурбинах рабочее колесо вращается в специальном корпусе с улиткой (радиальная турбина) или имеет на входе направляющий аппарат, обеспечивающий нужное направление потока. На валу гидротурбины обычно устанавливается и соответствующее оборудование (электрогенератор на гидроэлектростанции).

Газовые турбины.

В газовой турбине используется энергия газообразных продуктов сгорания из внешнего источника. Газовые турбины по конструкции и принципу работы аналогичны паровым и находят широкое применение в технике. См. также АВИАЦИОННАЯ СИЛОВАЯ УСТАНОВКА ; ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЭНЕРГИЯ ; СУДОВЫЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ И ДВИЖИТЕЛИ ; ГИДРОЭНЕРГЕТИКА .

Литература

Уваров В.В. Газовые турбины и газотурбинные установки . М., 1970
Верете А.Г., Дельвинг А.К. Судовые пароэнергетические установки и газовые турбины . М., 1982оборудования : основного (котельные установки и паровые турбины ) и вспомогательного. Для мощных турбин (а речь идет...

Тепловое испытание газотурбинной установки

Лабораторная работа >> Физика

УПИ» Кафедра «Турбины и двигатели» Лабораторная работа №1 «Тепловое испытание газотурбинной установки» Вариант... в состав комплекса оборудования испытательного стенда была включена... пускового устройства применена паровая турбина построенная на основе...

Выбор способа сварки диафрагменной лопатки паровой турбины (2)

Курсовая работа >> Промышленность, производство

Плавлением с использованием тепловой энергии (дуговая, ... деталями паровых турбин . Лопатки паровых турбин подразделяются... – технологичность, – наличие необходимого оборудования , – наличие квалифицированных кадров, – ... с соответствующими испытаниями . После этого...

Тепловая схема энергоблока

Дипломная работа >> Физика

... испытанию ; ... оборудование тепловых электростанций. – М.: Энергоатомиздат, 1995. Рыжкин В.Я. Тепловые ... электрические станции. – М.: Энергоатомиздат, 1987. Шкловер Г.Г., Мильман О.О. Исследования и расчет конденсационных устройств паровых турбин ...