Приложение 39 к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 30 декабря 2016 года № 580

1. Настоящие Методические указания по проведению экспресс–испытаний паровых турбин тепловых электростанций (далее – Методические указания) разработаны в соответствии с подпунктом 2) статьи 5 Закона Республики Казахстан «О теплоэнергетике» и подпунктом 323) пункта 15 Положения о Министерстве энергетики Республики Казахстан, утвержденного постановлением Правительства Республики Казахстан от 19 сентября 2014 года № 994, и предназначены для установления порядка по проведению экспресс–испытаний паровых турбин тепловых электростанций.

Пункт 1 изложен в новой редакции Приказа Министра энергетики РК от 27.02.2025 г. № 103-н/қ (см. редакцию от 30.12.2016 г.)(изменение вводится в действие с 16.03.2024 г.)

2. В настоящих Методических указаниях применяются следующие основные понятия и определения:

1) питательная вода - вода, подаваемая в паровой котел в качестве исходного материала для получения пара;

2) располагаемый теплоперепад - тепловой перепад пара, определяемый параметрами пара перед турбиной и за ней;

3) регенеративный отбор пара - нерегулируемый отбор пара из турбины на регенеративные подогреватели, который повышает экономичность паротурбинной установки;

4) полный (общий) расход тепла на турбоагрегат - сумма расходов тепла на выработку электроэнергии и из отборов турбины.

Иные понятия и определения, используемые в настоящих Методических указаниях, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

3. Экспресс - испытания (далее - ЭИ) турбин проводятся для обеспечения грамотной и экономичной эксплуатации в целях получения данных, необходимых при оценке факторов, согласно Правил техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 20 февраля 2015 года № 122 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10859) и Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 30 марта 2015 года № 247 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 11066):

1) текущего изменения общей экономичности;

2) состояния отдельных элементов и своевременного выявления дефектов;

3) качества ремонта (реконструкции) турбины или ее элементов.

4. На основе анализа результатов ЭИ судится, остановить турбину (или отключить отдельные элементы установки) для ревизии и устранения дефектов или оставить ее в работе до ближайшего ремонта.

При принятии решения сопоставляются затраты на останов, проведение восстановительных работ, недоотпуск электрической (тепловой) энергии и другие с потерями, обусловленными эксплуатацией оборудования с пониженной экономичностью.

5. ЭИ проводятся силами персонала цехов (групп) наладки в соответствии с программой, утвержденной техническим руководителем электростанции.

6. Периодичность ЭИ между ремонтами строго не регламентируется и 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). Испытания проводятся каждые 3 - 4 месяца.

7. В основе ЭИ положен принцип сравнительной оценки изменяющихся показателей работы оборудования, для решения задач, приведенных пунктах 3, 4, 5, 6 настоящих Методических указаний. Основной критерий изменения общей экономичности турбоагрегата, определение удельных расходов тепла (пара) при выработке электрической мощности.

Сравниваются зависимости мощности от давления в контрольной ступени турбины при отключенной системе регенерации (это исключает влияние режимов и показателей работы регенеративных подогревателей на расположение и характер протекания указанной зависимости и дается возможность проведения корректного анализа сравниваемых результатов последующих ЭИ).

8. Об изменении общей экономичности турбоагрегата судят по результатам сравнения зависимостей электрической мощности от давления в контрольной ступени, полученным в результате последовательно проведенных ЭИ.

9. При анализе состояния отдельных элементов турбоагрегата, основными критериями являются:

1) для собственно турбины - внутренний относительный коэффициент полезного действия (далее - КПД) цилиндров, работающих в зоне перегретого пара, диаграмма парораспределения, давление по ступеням;

2) 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;

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

10. Для обеспечения максимальной надежности и точности результатов, правильности выводов при проведении последовательных испытаний выполняется ряд условий, согласно главе 2 настоящих Методических указаний:

1) идентичность тепловой схемы и режимных факторов.

Во время испытания отключаются все отборы пара от турбины на собственные нужды и деаэратор, закрываются дренажные и продувочные линии, трубопроводы связи с другими установками, трубопроводы подпитки, впрыск охлаждающей воды в промежуточный перегрев.

При проведении опытов с включенной регенерацией соблюдается равенство расходов свежего пара и питательной воды через трубные пучки подогревателей высокого давления (далее - ПВД). При проведении опытов обращается внимание на поддержание минимальных отклонений параметров пара от номинальных и средних значений за опыт, согласно параграфу 1 главы 5 настоящих Методических указаний.

Для повышения точности конечных результатов соблюдаются требования к минимальной длительности каждого опыта (40 минут стабильного режима - согласно параграфу 2 главы 5 настоящих Методических указаний) и равной продолжительности каждого режима при последующих испытаниях в целях уменьшения расхождения значений случайных ошибок;

2) идентичность схемы измерений и применяемых приборов.

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

11. Типовой перечень точек измерения при испытании:

1) 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;

2) 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);

3) электрической мощности на зажимах генератора;

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

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

12. Применяемые приборы:

1) давление среды измеряется с помощью манометров класса 0,5 вакуум в конденсаторе желательно измерять ртутными вакуумметрами и вакуумметрами абсолютного давления в комплекте с регистрирующими приборами типа КСУ или цифровыми устройствами.

Учитывая специфику ЭИ, согласно главе 2 настоящих Методических указаний, внимание уделяется максимально надежному измерению давления в контрольных ступенях турбины (так как последние выбираются, в зоне малых давлений, не превышающих 3 - 4 килограмм силы/квадратный сантиметр (далее - кгс/см2 ), при выборе и установке манометров или мановакуумметров обеспечиваются минимальные значения поправок по протоколам поверки и на высоту присоединения).

Атмосферное давление измеряется с помощью ртутного барометра либо анероида;

2) температура среды измеряется в основном термопреобразователями типа ХК (ХА) в комплекте с потенциометрами типа КСП (ПП) или термометрами сопротивления с мостами типа КСМ. Температуру циркуляционной и сетевой воды часто предпочтительнее измерять лабораторными ртутными термометрами с ценой деления 0,1 градус Цельсия (далее - о С).

13. Количество независимых измерений давления и температуры пара до и после цилиндров, работающих в зоне перегретого пара, обеспечивается надежное определение их внутреннего КПД (в частности, по турбине типа К - 300 - 240 имеются, как минимум, по 2 точки измерения температуры и давления свежего пара и пара перед цилиндром среднего давления (далее - ЦСД), по 2 точки измерения давления и по 4 - температуры пара после цилиндра высокого давления (далее - ЦВД) и ЦСД).

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

14. Расход пара и воды измеряется штатными расходомерами, поверенными до и после ЭИ. Точность таких измерений 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).