Ремонт, наладка и испытания систем регулирования паровых турбин
Раздел посвящен вопросам ремонтного обслуживания, наладки и испытаний систем регулирования паровых тербии. Рассмотрены особенности ремонта и наладки систем регулирования конденсационных турбин, с регулируемыми отборами и с регулируемым противодавлением, приведены технологические указания по испытаниям систем регулирования.
Раздел предназначен для инженерно-технических работников, мастеров, бригадиров, занятых на монтаже, ремонте и эксплуатации паровых турбин.
В настоящее время на электростанциях находится в эксплуатации значительное число паровых турбин разного типа с различными системами регулирования. Несмотря на многочисленность конструктивных решений систем регулирования общие принципы их построения одинаковы. В связи с этим типовые функции, выполняемые отдельными узлами систем регулирования, и единые требования, предъявляемые к этим системам и узлам, позволяют применить к ним общий подход в области эксплуатации и ремонтного обслуживания.
Система регулирования, включая защиту, парораспределение и снабжение силовой жидкостью, является сложным комплексом взаимосвязанных и взаимодействующих узлов. От правильной и надежной работы этого комплекса в большой степени зависит надежность и качество работы турбоустановки. Для поддержания высоких эксплуатационных качеств системы регулирования должны находиться под постоянным наблюдением квалифицированного персонала, проводящего периодическое ремонтное обслуживание.
Выполнение ремонтно-наладочных работ с отличным качеством и в сжатые сроки требует от обслуживающего персонала знания общих принципов организации ремонтного обслуживания, четкого знания конструкций и взаимодействия узлов систем регулирования, особенностей различных систем, специфических норм и требований, специальных и общих ремонтных приемов, технологических процессов и директивных указаний. Необходимо также уметь выполнять специальные испытания по оценке состояния систем в процессе эксплуатации, перед ремонтом и после ремонта.
В разделе систематизируется опыт ремонтного обслуживания систем регулирования паровых турбин, приведены конструктивные принципы построения узлов и систем, описываются общие и специальные способы выполнения ремонтно-наладочных работ, указаны общепринятые и директивные нормы и требования, предъявляемые к отдельным узлам и системам.
Раздел не претендует на освещение всех вопросов, связанных с ремонтом, наладкой и испытаниями, и не заменяет действующих технологических инструкций заводов-изготовителей и других директивных материалов (требования директивных материалов отражены в ней по состоянию на 1973 г.). Авторы в настоящем разделе стремились отразить только основные общие принципы вопросов ремонтного обслуживания систем регулирования паровых турбин.
Источник
Основные требования к системам автоматического регулирования и защит паровых турбин
Основные требования к системам регулирования паротурбинных установок регламентируются «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей» [Л. 10]. В соответствии с ПТЭ система регулирования турбины должна удовлетворять следующим требованиям:
устойчиво удерживать турбину на холостом ходу при номинальной частоте вращения;
устойчиво выдерживать заданные электрическую и тепловую нагрузки (при неизменных частоте вращения и давлении отбираемого пара);
при изменении нагрузки (электрической или тепловой) обеспечивать плавное, без толчков перемещение регулирующих, перепускных клапанов и поворотных диафрагм;
удерживать частоту вращения ротора, не вызывающую срабатывания автомата безопасности при мгновенном сбросе до нуля электрической нагрузки генератора, соответствующей максимальному расходу пара;
степень неравномерности системы регулирования частоты вращения ротора должна быть 4,5±0,5%; степень нечувствительности — не более 0,3% для турбин мощностью 50 мВт и выше и не более 0,5% для турбин меньшей мощности; местная степень неравномерности должна быть не ниже 2,5% и не выше 6%;
при срабатывании автомата безопасности должны закрываться стопорные и регулирующие клапаны, поворотные диафрагмы, перепускные клапаны и обратные клапаны отборов;
стопорные и регулирующие клапаны свежего пара и промежуточного перегрева должны быть плотными. При их закрытом состоянии и номинальном давлении пропуск пара не должен вызывать вращения ротора турбин, а для турбин с давлением пара 90 кгс/см 2 и выше установившаяся частота вращения ротора не должна превышать 50% номинального значения.
Кроме того, для каждой конкретной системы регулирования завод-изготовитель устанавливает особые требования к качеству работы отдельных узлов и всей системы. Эти требования приводятся в инструкциях, информационных письмах и других директивных материалах завода-изготовителя или Минэнерго СССР. Такие дополнительные требования не должны противоречить ПТЭ и обязательны для выполнения.
Защитные устройства должны быть в исправном состоянии и обеспечивать безотказную работу с необходимым быстродействием. Работа турбины с неисправными системами регулирования или защитными устройствами не разрешается.
Запрещается пуск турбины:
при неисправности хотя бы одной из защит, отключающих подачу пара на турбину;
при дефектах системы регулирования и парораспределения, которые при сбросах нагрузки могут привести к разгону турбины от свежего, отборного пара или пара промперегрева;
при неисправности одного из масляных насосов или устройств их автоматического включения.
Для определения состояния САР и защитных устройств ПТЭ и инструкции заводов-изготовителей регламентируют сроки и объемы испытаний.
Так, например, в соответствии с ПТЭ:
снятие статических характеристик регулирования должно производиться один раз в год и после капитального ремонта;
проверка посадки обратных клапанов всех отборов производится один раз в месяц;
проверка плотности обратных клапанов регулируемых отборов и срабатывания предохранительных клапанов регулируемых отборов производится не реже одного раза в 6 мес и перед испытанием на сброс нагрузки;
проверка работы автомата безопасности и системы защиты от недопустимого повышения частоты вращения производится после их разборки или разборки системы регулирования, перед испытанием со сбросом нагрузки, после длительной (более 1 мес) стоянки и не реже чем через каждые 4 мес работы турбины. После разборки автомата безопасности, перед испытанием со сбросом нагрузки и после длительного простоя производится проверка увеличением частоты вращения. Во всех остальных случаях допускается проверка без увеличения частоты вращения;
проверка работы системы регулирования турбины мгновенным сбросом нагрузки, соответствующей максимальному расходу пара, с отключением генератора от сети производится при приемке турбины в эксплуатацию после монтажа, после реконструкции, изменяющей динамическую характеристику турбоагрегата или статическую и динамическую характеристики системы регулирования, а также при выявлении существенных изменений статических и динамических характеристик регулирования в процессе эксплуатации или при ремонтах;
проверка плотности стопорных и регулирующих клапанов производится перед остановом в капитальный ремонт и при пуске из капитального ремонта, но не реже одного раза в год; клапаны должны ежедневно расхаживаться перемещением шпинделя. Заводы-изготовители турбины могут расширять и конкретизировать объемы и сроки испытаний для отдельных систем регулирования и защит.
Источник
Ремонт системы регулирования турбины
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ПРОВЕРКЕ И ИСПЫТАНИЯМ АВТОМАТИЧЕСКИХ СИСТЕМ РЕГУЛИРОВАНИЯ И ЗАЩИТ ПАРОВЫХ ТУРБИН
Срок действия с 01.06.84
до 31.12.94*
__________________
* См. ярлык «Примечания»
РАЗРАБОТАНЫ Московским головным предприятием ПО «Союзтехэнерго», предприятием «Южтехэнерго», ВТИ им. Ф.Э.Дзержинского при участии ПОТ ЛМЗ им. ХХII съезда КПСС
ИСПОЛНИТЕЛИ Ф.Ю.Глазер (Южтехэнерго), М.Н.Манькин (МГП «Союзтехэнерго»), В.В.Лыско (ВТИ), М.С.Фрагин (ПОТ ЛМЗ им. ХХII съезда КПСС)
УТВЕРЖДЕНО Главным техническим управлением по эксплуатации энергосистем 16.12.83 г.
Заместитель начальника Д.Я.Шамараков
Настоящие Методические указания разработаны в соответствии с требованиями ПТЭ, руководящими документами Государственной инспекции по эксплуатации электростанций и сетей Минэнерго СССР и указаниями заводов-изготовителей паровых турбин, с учетом опыта эксплуатации и испытаний систем автоматического регулирования и защиты паровых турбин и выпускаются взамен «Руководящих указаний по проверке систем регулирования основных типов паровых турбин» (М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1973).
Методические указания распространяются на персонал специализированных наладочных и ремонтных организаций Минэнерго СССР, служб наладки РЭО и ПЭО, цехов наладки, турбинного и котлотурбинного цехов тепловых и атомных электростанций.
Методические указания устанавливают общий порядок организации и проведения испытаний автоматических систем регулирования и противоразгонной защиты паровых турбин.
Методические указания не отменяют имеющихся указаний заводов-изготовителей паровых турбин по объему и методике эксплуатационного контроля и испытаний систем регулирования и защиты турбин их конструкций.
С выходом настоящих Методических указаний отменяются «Методические указания по проверке паровой плотности стопорных и регулирующих клапанов паровых турбин блочных электростанций. МУ 34-70-049-83» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1983) и «Типовая инструкция по испытанию противоразгонной защиты паровых турбин. ТИ 34-70-015-83» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1983).
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ СОКРАЩЕНИЙ
— автоматическая система регулирования
— аварийное управление мощностью турбины
— Брянский машиностроительный завод
— быстродействующее пропорциональное устройство
— быстродействующая редукционно-охладительная установка
— блок релейной форсировки
— главный масляный насос
— главная паровая задвижка
— золотник автомата безопасности
— золотник регулятора давления
— золотник регулятора скорости
— клапан обратный серводвигательный высокого давления (низкого давления)
— Калужский турбинный завод
— манометр точного измерения
— механизм управления турбины
— неравномерность (условная единица управляющего воздействия, изменяющего электрическую нагрузку ТГ от номинальной до нуля)
— насос регулирования турбины
— начальник смены станции
— производственное объединение «Турбомоторный завод»
— производственное объединение атомного турбостроения «Харьковский турбинный завод»
— производственное объединение турбостроения «Ленинградский металлический завод»
— паропровод горячего и холодного промперегрева соответственно
— поворотная регулирующая диафрагма
— пускосбросное устройство собственных нужд
— регулирующий клапан высокого давления
— регулирующий клапан среднего давления
— редукционная охладительная установка
— стопорный клапан высокого давления
— стопорный клапан среднего давления
— часть высокого, среднего и низкого давления соответственно
— цилиндр высокого, среднего и низкого давления соответственно
— электрогидравлическая система регулирования
— электрическая часть системы регулирования
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. Требования к АСР турбин ТЭС и АЭС определяются руководящими документами и материалами Минэнерго СССР, Минэнергомаша и подчиненных им специализированных организаций 2.
1.2. Методики проверок и испытаний, включенные в МУ, разработаны в соответствии с существующими требованиями к устройству и эксплуатации АСР и защиты от разгона паровых турбин 1 и опытом эксплуатации АСР.
Основные их положения согласованы с заводами-изготовителями турбин.
1.3. Текущее состояние АСР и защиты турбин должно регулярно контролироваться по существующим методикам (или с применением имеющихся диагностических средств). Сроки и объемы проверок и испытаний АСР и защиты регламентированы ПТЭ, инструкциями заводов-изготовителей турбин и другими соответствующими руководящими материалами Минэнерго СССР и должны выдерживаться 3. При этом следует руководствоваться указаниями документа, который предъявляет более жесткие требования к срокам или объемам испытания.
Если во время эксплуатации АСР или при испытаниях будут выявляться какие-либо недостатки в ее работе, сроки и объемы последующих испытаний необходимо назначать с учетом опыта эксплуатации и наладки АСР.
1.4. Объемы испытания АСР головных турбин, а также турбин после реконструкции, при которой изменена динамика АСР или турбины, назначаются с учетом требований п.1.3, а также конструктивных особенностей новой системы. Испытания таких АСР проводятся по специальным рабочим программам, согласованным с заводом-изготовителем турбины или разработчиком проекта ее реконструкции.
1.5. Электрические системы регулирования паровых турбин должны испытываться по соответствующим инструкциям заводов-изготовителей этих систем.
1.6. Противоразгонная защита турбины обязана обеспечивать сохранность ТГ при самом опасном аварийном режиме — при мгновенном сбросе электрической нагрузки до нуля и отказе при этом АСР. Поэтому она должна быть всегда надежной, что должно обеспечиваться правильной ее эксплуатацией, своевременным ремонтом и испытаниями в регламентированные сроки.
1.7. Результаты испытаний и проверок защиты турбин должны записываться в оперативный журнал начальника смены турбинного (котлотурбинного) цеха и в специальный журнал инженера по регулированию (или назначенного специалиста турбинного цеха), а также в формуляры (карты измерений) узлов защиты.
Результаты испытаний АСР должны заноситься в формуляры узлов АСР и в журнал инженера по регулированию; экспериментальные зависимости должны оформляться в одной и той же принятой форме (например, по форме графиков, приложенных к заводской технической документации), что упрощает контроль текущего состояния АСР.
1.8. Выявленные испытаниями отклонения настройки АСР от требований ПТЭ или завода-изготовителя турбины должны устраняться немедленно или при первой возможности в зависимости от серьезности недостатка и имеющихся в этой части руководящих указаний или требований завода. При невозможности устранения недостатка ремонтом узлов АСР или средствами, рекомендуемыми заводской инструкцией по наладке, должен быть решен вопрос о допустимости дальнейшей эксплуатации турбины, а о выявленном дефекте сообщено заводу-изготовителю турбины.
Отклонение устройства, настройки и эксплуатации защиты турбины от имеющихся технических условий и требований (Минэнерго СССР, заводских) не допускается.
1.9. Испытания и проверки АСР и защиты турбин при выходе их из ремонта должны выполняться в следующей очередности:
1.9.1. На остановленной турбине:
а) опрессовать повышенным давлением системы снабжения АСР рабочей жидкостью;
б) проверить работу узлов системы снабжения АСР рабочей жидкостью;
в) визуально проверить действия защиты АСР;
г) снять статические характеристики узлов АСР и защиты;
д) измерить время закрытия стопорных и регулирующих органов парораспределения при воздействии на органы защиты турбины и на Б1-Ф;
Источник