Изобретение относится к области энергетики, в частности к способам пуска и газоснабжения газоперекачивающих агрегатов, и может быть использовано при пуске любых газотурбинных установок. Способ пуска энергетической газотурбинной установки включает три этапа. На первом и втором этапах осуществляют раскрутку жестко связанных роторов турбокомпрессора внешним пусковым устройством, например детандером, жестко соединенным через автоматическую сцепную муфту с валом турбокомпрессора. Турбокомпрессор содержит компрессор, турбину и камеру сгорания, снабженную топливно-регулирующим клапаном, закрытым на первом этапе пуска и приоткрытом на втором. Последующее отсоединение от пускового устройства жестко связанных роторов компрессора и турбины при достижении ими расчетных оборотов и вывод их на рабочие обороты на третьем этапе за счет увеличения расхода и давления топливного газа. На выходе осевого компрессора устанавливают сбросный клапан, соединенный с входом камеры сгорания. Пуск газотурбинной установки на первом и втором этапах осуществляют при открытом сбросном клапане, а перед отсоединением пускового устройства закрывают сбросный клапан. Изобретение направлено на уменьшение дисбаланса мощности, вызванного провалом частоты вращения ротора турбины и скачком температуры перед ней, в момент отключения пускового устройства при пуске газотурбинной установки. 2 ил.
Изобретение относится к области энергетики, а точнее к способам пуска и газоснабжения газотурбинных установок (ГТУ) на газообразном топливе.
Пуск ГТУ является самым ответственным этапом в организации эксплуатации компрессорной станции. В процессе трогания роторов ГТУ начинают расти динамические нагрузки, возникают термические напряжения в узлах и деталях от прогрева ГТУ. Рост температур ведет к изменению линейных размеров лопаток, дисков, изменению зазоров в проточной части, тепловому расширению трубопроводов. При трогании ротора в первый момент не обеспечивается устойчивый гидравлический клин в смазочной системе. Идет процесс перехода роторов с рабочих колодок на установочные. Компрессор ГТУ близок к работе в зоне помпажа. Через нагнетатель осуществляется большой расход газа при низкой степени сжатия, что ведет к большим скоростям, особенно трубопроводов рециркуляции, что вызывает их вибрацию. В процессе запуска до выхода на режим «малого газа» валопроводы некоторых типов ГТУ проходят через обороты, совпадающие с частотой собственных колебаний, т.е. через резонансные обороты.
Пуск ГТУ осуществляется с помощью пусковых устройств. Для газоперекачивающих агрегатов (ГПА) применяются турбодетандеры, работающие в основном на перепаде давления природного газа, который предварительно очищается и редуцируется до необходимого давления. Турбодетандеры установлены на большинстве стационарных и некоторых авиационных ГПА. Иногда в качестве рабочего тела применяется сжатый воздух.
Кроме турбодетандера широкое применение нашли электростартеры, которые применяются на судовых ГПА. Ряд агрегатов оборудован системой гидравлического запуска. Мощность пусковых устройств составляет 0,3-3,0% мощности ГПА в зависимости от типа ГПА - авиационных или стационарных.
Рассмотрим типовой алгоритм автоматического запуска стационарного ГПА. При пуске ГПА можно выделить три этапа. На первом этапе раскрутка ротора осевого компрессора и турбины высокого давления происходит только благодаря работе пускового устройства.
На втором этапе раскрутка ротора турбокомпрессора производится совместно турбодетандером и турбиной. При достижении оборотов турбокомпрессора, достаточных для зажигания смеси 400-1000 об/мин, включается система зажигания и начинает осуществляться подача газа на дежурную горелку. О нормальном зажигании сигнализирует датчик - фотореле. Примерно через 1-2 мин после набора температуры примерно 150-200°С заканчивается первый этап прогрева, открывается регулирующий клапан на величину около 5% и начинается второй этап прогрева, который продолжается 10 мин. Затем происходит постепенное увеличение оборотов турбины высокого давления за счет открытия газорегулирующего клапана. При достижении оборотов примерно 50% от номинала турбина выходит на режим «самоходности». При выходе из зацепления муфты турбодетандера заканчивается второй этап раскрутки ротора. В этот момент для исключения провала частоты вращения ротора турбокомпрессора производится резкое открытие топливного регулирующего клапана на 2-3%.
На третьем этапе происходит дальнейший разгон ротора турбокомпрессора путем постепенного увеличения подачи газа в камеру сгорания. При этом закрываются антипомпажные клапаны осевого компрессора, турбоагрегат переходит работать с пусковых насосов на основные, приводимые во вращение уже от роторов агрегата. (А.Н.Козаченко. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов. - М.: Изд-во «Нефть и газ», 1999, с.459).
Недостатки известного технического решения заключаются в скачке температур продуктов сгорания в турбине при завершении второго этапа пуска. Это приводит к существенным температурным напряжениям в узлах турбины, к задеваниям рабочих лопаток об элементы уплотнений радиальных зазоров и, как следствие, к снижению ресурса мощности и экономичности ГТУ.
Известны способы пуска ГТУ со свободной силовой турбиной путем раскрутки ротора турбокомпрессора ГТУ с помощью внешних пусковых двигателей (электродвигателей, паровых турбин, пневмостартеров, газотурбинных установок). (Стационарные газотурбинные установки: Справочник. / Под. ред. Л.В.Арсеньева и В.Г.Тырышкина. - Л.: Машиностроение, 1989, с.376-377).
Наиболее близким техническим решением к предлагаемому изобретению является способ пуска и газоснабжения энергетической установки по патенту РФ №2186224, который включает раскрутку жестко связанных роторов турбокомпрессора и дожимного компрессора топливного газа внешним пусковым двигателем (первый этап).
После достижения связанными роторами дожимного компрессора и турбокомпрессора пусковых оборотов открывают регулирующий клапан топливного газа, подают топливный газ в камеру сгорания и воспламеняют его запальником. Продукты сгорания проходят через газовую турбину ГТУ, раскручивая вышеупомянутые связанные роторы. По мере раскрутки связанных роторов при достижении так называемого режима «самоходности» производят отсоединение от пускового двигателя жестко связанных роторов турбокомпрессора и дожимного компрессора топливного газа при достижении ими расчетных оборотов (второй этап), а степень открытия регулирующего клапана топливного газа увеличивают, что повышает обороты роторов турбокомпрессора. Дальнейший вывод на рабочие обороты достигается за счет увеличения расхода и давления топливного газа (третий этап).
Этому техническому решению также присущи описанные выше недостатки, связанные со скачком температур при отсоединении пускового устройства.
Технической задачей предлагаемого изобретения является разработка способа пуска газотурбинной установки, позволяющего уменьшить дисбаланс мощности при отключении пускового устройства не за счет увеличения расхода топлива при пуске ГТУ. Этот дисбаланс мощности проявляется в провале частоты вращения вала турбины с одновременным значительным скачком температуры перед ней.
Технический результат достигается за счет того, что в известное устройство, содержащее внешнее пусковое устройство (турбодетандер), жестко соединенный через автоматическую сцепную муфту с валом турбокомпрессора, включающего компрессор, турбину и камеру сгорания, снабженную топливно-регулирующим клапаном, который на первом этапе пуска закрыт, а на втором - приоткрывается, с увеличением степени его открытия на третьем этапе пуска, внесены изменения, позволяющие изменить алгоритм пуска ГТУ, а именно;
На выходе осевого компрессора устанавливается сбросный клапан, соединенный с входом камеры сгорания:
Пуск ГТУ на первом и втором этапах осуществляется при открытом сбросном клапане;
При достижении режима «самоходности» перед отключением детандера сбросный клапан закрывают.
В результате появляющегося при этом дополнительного расхода воздуха через турбину уменьшается дисбаланс мощности, возникающий при отключении детандера, при этом увеличение расхода воздуха через камеру сгорания при подрыве топливного регулирующего клапана (ТРК) приводит к существенному снижению скачка температуры перед турбодвигателем.
На фиг.1 показана схема, реализующая предлагаемый способ пуска ГТУ, а на фиг.2 приведен график пуска ГТУ по прототипу и по предлагаемому изобретению.
Основными элементами схемы являются: 1 - внешний пусковой двигатель (детандер); 2 - расцепная муфта; 3 - осевой компрессор; 4 - регулирующий клапан топливного газа; 5 - приводная газовая турбина; 6 - сбросный клапан; 7 - камера сгорания; 8 - силовая газовая турбина; 9 - нагрузка; 10 - система автоматического управлений (САУ).
Предлагаемый способ пуска ГТУ осуществляется автоматически по командам САУ следующим образом. Внешним пусковым двигателем 1 раскручивают через расцепную муфту 2 жестко связанные валы осевого компрессора 3 и приводной газовой турбины 5. Регулирующий клапан топливного газа 4 при этом закрыт, а сбросный клапан 6 открыт.Воздух, проходя через камеру сгорания 7, поступает в приводную турбину, раскручивая вышеупомянутые связные валы за счет расширения газа. При достижении связанными роторами пусковых оборотов приоткрывают топливно-регулирующий клапан 4, а при достижении режима «самоходности» сбросной клапан закрывают, при этом расцепной муфтой 2 автоматически отсоединяется ротор пускового двигателя 1 от связанных роторов осевого компрессора 3 и приводной газовой турбины 5, а степень открытия топливно-регулирующего клапана увеличивают.
Рассмотренный способ пуска может быть применен для любой ГТУ, где используется пусковой турбодетандер.
На фиг.2 показаны пусковые характеристики газотурбинной установки ГТК-10 при алгоритме пуска по прототипу (известному) и по предлагаемому алгоритму.
Из анализа графиков на фиг.2 можно сделать вывод о том, что после отключения пускового турбодетандера (при частоте вращения 2600-2800 об/ мин - режим «самоходности») провал частоты вращения ротора турбокомпрессора уменьшился с 300 об/мин до 50 об/мин, т.е. в 6 раз, а скачок температуры продуктов сгорания при этом снизился на 50°С, т.е. в два раза.
Таким образом, предлагаемый алгоритм пуска ГТУ позволяет значительно уменьшить провалы частоты вращения вала турбокомпрессора и скачок температуры продуктов сгорания в турбине, что, в свою очередь, обеспечивает увеличение ресурса ГТУ и снижение расхода топлива.
Внедрение предлагаемого алгоритма пуска ГТУ было осуществлено в июле 2007 г. на газоперекачивающем агрегате (ГПА) ГТНР-16 и планируется к внедрению на ГПА ГТК-10.
Способ пуска энергетической газотурбинной установки, включающий три этапа, причем на первом и втором этапах осуществляют раскрутку жестко связанных роторов турбокомпрессора внешним пусковым устройством, например, детандером, жестко соединенным через автоматическую сцепную муфту с валом турбокомпрессора, включающего компрессор, турбину и камеру сгорания, снабженную топливно-регулирующим клапаном, закрытым на первом этапе пуска и приоткрытом на втором, отсоединение от пускового устройства жестко связанных роторов компрессора и турбины при достижении ими расчетных оборотов и вывод их на рабочие обороты на третьем этапе за счет увеличения расхода и давления топливного газа, отличающийся тем, что на выходе осевого компрессора устанавливают сбросный клапан, соединенный с входом камеры сгорания, причем пуск газотурбинной установки на первом и втором этапах осуществляют при открытом сбросном клапане, а перед отсоединением пускового устройства закрывают сбросный клапан.
Газотурбинные установки (ГТУ) представляют собой единый, относительно компактный в котором спаренно работают силовая турбина и генератор. Система получила широкое распространение в так называемой малой энергетике. Отлично подходит для электро- и теплоснабжения крупных предприятий, отдаленных населенных пунктов и прочих потребителей. Как правило, ГТУ работают на жидком топливе либо газе.
На острие прогресса
В наращивании энергетических мощностей электростанций главенствующая роль переходит к газотурбинным установкам и их дальнейшей эволюции - парогазовым установкам (ПГУ). Так, на электростанциях США с начала 1990-х более 60 % вводимых и модернизируемых мощностей уже составляют ГТУ и ПГУ, а в некоторых странах в отдельные годы их доля достигала 90 %.
В большом количестве строятся также простые ГТУ. Газотурбинная установка - мобильная, экономичная в эксплуатации и легкая в ремонте - оказалась оптимальным решением для покрытия пиковых нагрузок. На рубеже веков (1999-2000 годы) суммарная мощность газотурбинных установок достигла 120 000 МВт. Для сравнения: в 80-е годы суммарная мощность систем этого типа составляла 8000-10 000 МВт. Значительная часть ГТУ (более 60 %) предназначались для работы в составе крупных бинарных парогазовых установок со средней мощностью порядка 350 МВт.
Историческая справка
Теоретические основы применения парогазовых технологий были достаточно подробно изучены у нас в стране еще в начале 60-х годов. Уже в ту пору стало ясно: генеральный путь развития теплоэнергетики связан именно с парогазовыми технологиями. Однако для их успешной реализации были необходимы надежные и высокоэффективные газотурбинные установки.
Именно существенный прогресс газотурбостроения определил современный качественный скачок теплоэнергетики. Ряд зарубежных фирм успешно решили задачи создания эффективных стационарных ГТУ в ту пору, когда отечественные головные ведущие организации в условиях командной экономики занимались продвижением наименее перспективных паротурбинных технологий (ПТУ).
Если в 60-х годах газотурбинных установок находился на уровне 24-32 %, то в конце 80-х лучшие стационарные энергетические газотурбинные установки уже имели КПД (при автономном использовании) 36-37 %. Это позволяло на их основе создавать ПГУ, КПД которых достигал 50 %. К началу нового века данный показатель был равен 40 %, а в комплексе с парогазовыми - и вовсе 60 %.
Сравнение паротурбинных и парогазовых установок
В парогазовых установках, базирующихся на ГТУ, ближайшей и реальной перспективой стало получение КПД 65 % и более. В то же время для паротурбинных установок (развиваемых в СССР), только в случае успешного решения ряда сложных научных проблем, связанных с генерацией и использованием пара сверхкритических параметров, можно надеяться на КПД не более 46-49 %. Таким образом, по экономичности паротурбинные системы безнадежно проигрывают парогазовым.
Существенно уступают паротурбинные электростанции также по стоимости и срокам строительства. В 2005 году на мировом энергетическом рынке цена 1 кВт на ПГУ мощностью 200 МВт и более составляла 500-600 $/кВт. Для ПГУ меньших мощностей стоимость была в пределах 600-900 $/кВт. Мощные газотурбинные установки соответствуют значениям 200-250 $/кВт. С уменьшением единичной мощности их цена растет, но не превышает обычно 500 $/кВт. Эти значения в разы меньше стоимости киловатта электроэнергии паротурбинных систем. Например, цена установленного киловатта у конденсационных паротурбинных электростанций колеблется в пределах 2000-3000 $/кВт.
Установка включает три базовых узла: камеру сгорания и воздушный компрессор. Причем все агрегаты размещаются в сборном едином корпусе. Роторы компрессора и турбины соединяются друг с другом жестко, опираясь на подшипники.
Вокруг компрессора размещаются камеры сгорания (например, 14 шт.), каждая в своем отдельном корпусе. Для поступления в компрессор воздуха служит входной патрубок, из газовой турбины воздух уходит через выхлопной патрубок. Базируется корпус ГТУ на мощных опорах, размещенных симметрично на единой раме.
Принцип работы
В большинстве установок ГТУ используется принцип непрерывного горения, или открытого цикла:
- Вначале рабочее тело (воздух) закачивается при атмосферном давлении соответствующим компрессором.
- Далее воздух сжимается до большего давления и направляется в камеру сгорания.
- В нее подается топливо, которое сгорает при постоянном давлении, обеспечивая постоянный подвод тепла. Благодаря сгоранию топлива температура рабочего тела увеличивается.
- Далее рабочее тело (теперь это уже газ, представляющей собой смесь воздуха и продуктов сгорания) поступает в газовую турбину, где, расширяясь до атмосферного давления, совершает полезную работу (крутит турбину, вырабатывающую электроэнергию).
- После турбины газы сбрасываются в атмосферу, через которую рабочий цикл и замыкается.
- Разность работы турбины и компрессора воспринимается электрогенератором, расположенным на общем валу с турбиной и компрессором.
Установки прерывистого горения
В отличие от предыдущей конструктивной схемы, в установках прерывистого горения применяются два клапана вместо одного.
- Компрессор нагнетает воздух в камеру сгорания через первый клапан при закрытом втором клапане.
- Когда давление в камере сгорания поднимается, первый клапан закрывают. В результате объем камеры оказывается замкнутым.
- При закрытых клапанах в камере сжигают топливо, естественно, его сгорание происходит при постоянном объеме. В результате давление рабочего тела дополнительно увеличивается.
- Далее открывают второй клапан, и рабочее тело поступает в газовую турбину. При этом давление перед турбиной будет постепенно снижаться. Когда оно приблизится к атмосферному, второй клапан следует закрыть, а первый открыть и повторить последовательность действий.
Переходя к практической реализации того или иного термодинамического цикла, конструкторам приходится сталкиваться с множеством непреодолимых технических препятствий. Наиболее характерный пример: при влажности пара более 8-12 % потери в проточной части резко возрастают, растут динамические нагрузки, возникает эрозия. Это в конечном счете приводит к разрушению проточной части турбины.
В результате указанных ограничений в энергетике (для получения работы) широкое применение пока находят только два базовых термодинамических Ренкина и цикл Брайтона. Большинство энергетических установок строится на сочетании элементов указанных циклов.
Цикл Ренкина применяют для рабочих тел, которые в процессе реализации цикла совершают по такому циклу работают паросиловые установки. Для рабочих тел, которые не могут быть сконденсированы в реальных условиях и которые мы называем газами, применяют цикл Брайтона. По этому циклу работают газотурбинные установки и двигатели ДВС.
Используемое топливо
Подавляющее большинство ГТУ рассчитаны на работу на природном газе. Иногда жидкое топливо используется в системах малой мощности (реже - средней, очень редко - большой мощности). Новым трендом становится переход компактных газотурбинных систем на применение твердых горючих материалов (уголь, реже торф и древесина). Указанные тенденции связаны с тем, что газ является ценным технологическим сырьем для химической промышленности, где его использование часто более рентабельно, чем в энергетике. Производство газотурбинных установок, способных эффективно работать на твердом топливе, активно набирает обороты.
Отличие ДВС от ГТУ
Принципиальное отличие и газотурбинных комплексов сводится к следующему. В ДВС процессы сжатия воздуха, сгорания топлива и расширения продуктов сгорания происходят в пределах одного конструктивного элемента, именуемого цилиндром двигателя. В ГТУ указанные процессы разнесены по отдельным конструктивным узлам:
- сжатие осуществляется в компрессоре;
- сгорание топлива, соответственно, в специальной камере;
- расширение осуществляется в газовой турбине.
В результате конструктивно газотурбинные установки и ДВС мало похожи, хотя работают по схожим термодинамическим циклам.
Вывод
С развитием малой энергетики, повышением ее КПД системы ГТУ и ПТУ занимают все большую долю в общей энергосистеме мира. Соответственно, все более востребована машинист газотурбинных установок. Вслед за западными партнерами ряд российских производителей освоили выпуск экономически эффективных установок газотурбинного типа. Первой парогазовой электростанцией нового поколения в РФ стала Северо-Западная ТЭЦ в Санкт-Петербурге.
СТО 70238424.27.040.002-2008
СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ НП "ИНВЭЛ"
ГАЗОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
Организация эксплуатации и технического
обслуживания
Нормы и требования
Дата введения 2008-10-31
Предисловие
Цели и принципы
стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным
законом от 27 декабря 2002 г. N 184-ФЗ "О техническом
регулировании" , а правила применения стандарта организации -
ГОСТ Р
1.4-2004 "Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты
организаций. Общие положения". Стандарт гармонизирован по отдельным
требованиям с международными стандартами.
Сведения о стандарте
РАЗРАБОТАН Открытым
акционерным обществом "Всероссийский теплотехнический институт"
(ОАО "ВТИ")
ВНЕСЕН Центральной
комиссией по техническому регулированию ОАО РАО "ЕЭС России"
УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В
ДЕЙСТВИЕ Приказом
НП "ИНВЭЛ" от 01.07.2008 N 12/5
ВЗАМЕН СТО
17330282.27.040.002-2008 (Приказ ОАО РАО "ЕЭС России" N 326 от
06.03.2008)
1 Область применения
1 Область применения
1.1 Настоящий стандарт
организации:
-
является нормативным документом, устанавливающим требования
технического и организационного характера, направленные на
обеспечение безопасной и эффективной эксплуатации газотурбинных
установок тепловых электрических станций;
-
предназначен для применения организациями, выполняющими работы по
наладке, эксплуатации и техническому обслуживанию оборудования
газотурбинных установок тепловых электрических станций;
-
базируется на применении международных, национальных стандартов,
стандартов организаций и нормативных документов федеральных органов
исполнительной власти, устанавливающих требования к организационным
принципам, техническим характеристикам и порядку действий персонала
при эксплуатации и техническом обслуживании ГТУ тепловых
электрических станций;
-
гармонизирован со следующими международными/европейскими нормами в
части требований:
а) к техническим
характеристикам турбин энергетических установок - со стандартами
ИСО 3977* части 1-11. Газовые турбины. Требования к поставке;
________________
*
Доступ к международным и зарубежным документам, упомянутым здесь и
далее по тексту, можно получить перейдя по ссылке на сайт http://shop.cntd.ru . - Примечание
изготовителя базы данных.
б) к испытаниям
газотурбинных установок ТЭС - со стандартами ИСО 2314:1989,
2314:1989, 1:1997 (Турбины газовые. Приемочные испытания. С
изменением N 1);
в) к техническим
характеристикам и безопасности тепломеханического оборудования:
-
со стандартами ИСО 7919-4-99, (Вибрация. Контроль состояния машин
по результатам измерений вибрации на вращающихся валах.
Газотурбинные агрегаты);
-
ИСО 10816-4 (Контроль состояния машин по результатам измерений
вибрации на не вращающихся частях, ч.4. Газотурбинные
установки);
г) к экологическим
характеристикам:
-
со стандартами ИСО 6190:1988. Акустика. Измерение и оценка уровней
шума при работе газотурбинной установки;
-
ГОСТ Р
ИСО 11042-1-2001 Установки газотурбинные. Методы определения
выбросов вредных веществ.
1.2 Настоящий стандарт
организации распространяется на стационарные энергетические
газотурбинные установки (ГТУ) мощностью более 1 МВт, работающие по
открытому циклу, в том числе на ГТУ с конвертированными судовыми и
авиационными двигателями.
1.3 Настоящий стандарт
организации устанавливает порядок, правила и технические показатели
организации эффективной эксплуатации оборудования газотурбинных
установок при обеспечении его надежности и безопасности.
2 Нормативные ссылки
В
настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие
стандарты:
Федеральный
закон "О техническом регулировании" от 27.12.2002 г. N
184-ФЗ
Федеральный
закон О промышленной безопасности опасных производственных объектов
от 27.07.1997 г. N 116-ФЗ
ГОСТ Р
1.4-2004 Стандарты организаций. Общие положения
ГОСТ Р
1.5-2004 Стандарты национальные Российской Федерации. Правила
построения, изложения, оформления и обозначения
ГОСТ
29328-92 Установки газотурбинные для привода турбогенераторов.
Общие технические условия
ГОСТ Р
52200-2004 (ИСО 3977-2:1997) Установки газотурбинные Нормальные
условия и номинальные показатели
ГОСТ
20440-75 Установки газотурбинные. Методы испытаний
ГОСТ Р
52527-2006 (ИСО 3977-9:1999 Установки газотурбинные.
Надежность, готовность, эксплуатационная технологичность и
безопасность
ГОСТ Р
ИСО 11042-1-2001 Установки газотурбинные. Методы определения
выбросов вредных веществ
ГОСТ
5542-87 Газы горючие для промышленности и коммунально-бытового
назначения. Технические условия
ГОСТ
305-82 Топливо дизельное. Технические условия
ГОСТ
9972-74 Масла нефтяные турбинные с присадками. Технические
условия
ГОСТ 25864-88* Агрегаты
паротурбинные стационарные. Нормы вибрации и общие требования к
проведению измерений
________________
*
Вероятно ошибка оригинала, здесь и далее по тексту. Следует читать:
ГОСТ 25364-88. На территории Российской Федерации документ не
действует. Действует ГОСТ
25364-97 . - Примечание изготовителя базы данных.
ГОСТ Р
ИСО 10816-4-1999 Контроль состояния машин по результатам
измерений вибрации на не вращающихся частях, ч.4. Газотурбинные
установки
ГОСТ Р
ИСО 7919-4-99 Вибрация. Контроль состояния машин по результатам
измерений вибрации на вращающихся валах. Газотурбинные агрегаты
ГОСТ Р
52526-2006 Газотурбинные установки с конвертируемыми
авиационными двигателями. Контроль состояния по результатам
измерений вибрации на не вращающихся частях
ГОСТ 12.1.012-78 * ССБТ. Вибрационная
безопасность. Общие требования
________________
*
На территории Российской Федерации документ не действует. Действует
ГОСТ 12.1.012-2004 , здесь и
далее по тексту. - Примечание изготовителя базы данных.
ГОСТ
12.1.003-83 ССБТ. Шум. Общие требования безопасности
ГОСТ
2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб
ГОСТ
9.014-78 Единая система защиты от коррозии и старения.
Временная противокоррозионная защита изделий
ГОСТ Р
1.12-2004 Стандартизация в Российской Федерации. Термины и
определения
ГОСТ
23660-79 Система технического обслуживания и ремонта техники.
Обеспечение ремонтопригодности при разработке изделий
ГОСТ Р
51852-2001 (ИСО 3977-1). Установки газотурбинные. Термины и
определения
Примечание - При
пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие
ссылочных стандартов и классификаторов в информационной системе
общего пользования - на официальном сайте национального органа
Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет или по
ежегодно издаваемому информационному указателю "Национальные
стандарты", опубликованному по состоянию на 1 января текущего года,
и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным
указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ
заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует
руководствоваться замененным (измененным) документом. Если
ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана
ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту
ссылку.
3 Термины и определения
В
настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими
определениями:
3.1 авария:
Разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на
опасном производственном объекте; неконтролируемые взрыв и (или)
выброс опасных веществ.
3.2 автоматизированные
системы управления:
Системы, оснащенные средствами
вычислительной техники, осуществляющие заданные им функции в
сочетании с системами автоматического управления или без них.
3.3 автоматическое
управление:
Управление техническим процессом или его частью или
осуществление отдельных функций с использованием микропроцессорной
техники, вычислительной техники и управляемыми ими по заданным
программам исполнительными механизмами.
3.4 базовая
номинальная мощность газотурбинной установки:
Наибольшая
длительная мощность ГТУ при нормальных условиях, развиваемая при ее
использовании в базовом режиме.
3.5 безопасность:
Отсутствие недопустимого риска.
3.6 владелец:
Юридическое лицо (предприятие), на балансе которого находится
опасный производственный объект, и руководство которого несет
юридическую, административную и уголовную ответственность за
безопасную его эксплуатацию.
3.7 выхлопные газы
ГТУ:
Продукты сгорания топлива на выходе из ГТУ.
3.8 газотурбинная
установка:
Конструктивно-объединенная совокупность
газотурбинного двигателя, газовоздушного тракта, системы управления
и вспомогательных систем.
3.9 газотурбинный
двигатель:
Часть газотурбинной установки, состоящей из газовой
турбины, компрессора (компрессоров), камер сгорания, систем
управления и вспомогательных агрегатов.
3.10 газотурбинная
установка простого цикла:
Газотурбинная установка,
термодинамический цикл которой состоит только из следующих друг за
другом процессов сжатия, нагрева и расширения рабочего тела.
3.11 газотурбинная
установка открытого цикла:
Газотурбинная установка, в которую
воздух поступает из атмосферы, а выхлопные газы отводятся в
атмосферу.
3.12 газотурбинная
установка с независимой силовой турбиной:
Газотурбинная
установка, в которой силовая турбина механически не связана с
компрессором.
3.13 газотурбинная
установка с конвертированным двигателем:
Газотурбинная
установка, в состав которой входит один или несколько транспортных
газотурбинных двигателей.
3.14 гарантийные (или
гарантированные) показатели:
Связанные между собой показатели
экономичности, надежности и экологичности оборудования, которые
гарантируются поставщиком или подрядчиком при поставке
оборудования.
3.15 гарантийные
условия или условия гарантий:
Внешние условия (относительно
оборудования), при которых обеспечиваются гарантийные показатели
оборудования.
3.16 индивидуальные
испытания:
Испытания узла или системы ГТУ проводимые вне
состава ГТУ.
3.17 комплексное
опробование:
Испытание, проводимое для проверки совместной
работы основных агрегатов и всего вспомогательного оборудования под
нагрузкой.
3.18 нормальные
условия для определения технического уровня и сравнения показателей
газотурбинных установок:
Параметры воздуха в плоскости входного
фланца компрессора:
-
полное давление - 101,325 кПа
-
полная температура - 15 °С
-
относительная влажность - 60%.
Статическое давление
выхлопных газов в плоскости выходного фланца газовой турбины или
регенератора - 101,325 кПа.
Температура охлаждающей
воды перед ГТУ - 15 °С.
Теплота сгорания
газообразного топлива (100% метан) - 50000 кДж/кг.
Теплота сгорания жидкого
топлива - 42000 кДж/кг.
3.19 максимальная
мощность газотурбинной установки:
Предельно допустимая по
условиям прочности мощность газотурбинной установки, развиваемая ею
при низких температурах всасываемого воздуха.
3.20 мощность
энергетической газотурбинной установки:
Полезная мощность,
определяемая как мощность на клеммах электрического генератора.
3.21 приемочные
(гарантийные) испытания:
Контрольные испытания ГТУ, проводимые
с целью подтверждения соответствия ее показателей качества,
установленных в технических условиях, договоре (контракте) и (или)
гарантиях поставщика ГТУ.
3.22 система
автоматического управления:
Комплекс средств микропроцессорной
и вычислительной техники, осуществляющей автоматическое управление
отдельным или группой оборудования, связанного техническим
процессом.
3.23 собственность
(собственник):
Экономическая категория, отражающая права
владения, пользования и распоряжения имуществом, принадлежащим
одному или нескольким лицам.
3.24
специализированная организация:
Организация, располагающая
подготовленными установленным порядком квалифицированными кадрами,
зарекомендовавшими себя как авторитетные специалисты в данной
области знаний, необходимым испытательным оборудованием,
программами расчета, методической и нормативно-технической
документацией и, при необходимости, полномочиями (лицензиями
федеральных органов исполнительной власти) для выполнения одной или
нескольких специализированных работ, направленных на обеспечение
промышленной безопасности тепловых электрических станций,
аккредитованная в системе добровольной сертификации в
электроэнергетике на выполнение соответствующих специализированных
работ (услуг). Это могут быть: техническое диагностирование
оборудования (технических устройств), работы по оценке риска
эксплуатации оборудования (технических устройств), работы по
продлению срока безопасной эксплуатации оборудования (технических
устройств), разработка методической и нормативной документации в
перечисленных областях.
3.25 функциональные
испытания:
Испытания, проводимые с целью определения значений
показателей назначения объекта.
3.26 экспертная
организация:
Организация, имеющая лицензию Ростехнадзора
(Госгортехнадзора) на проведение экспертизы промышленной
безопасности в соответствии с действующим законодательством.
3.27 эксплуатирующая
организация (владелец):
Юридическое лицо независимо от
организационно-правовой формы, владеющее и использующее объект
электроэнергетики на праве оперативного управления, хозяйственного
ведения, аренды или иных законных основаниях.
3.28 энергетическая
газотурбинная установка:
Газотурбинная установка,
предназначенная для привода электрического генератора.
4 Обозначения и сокращения
АСУ ТП -
автоматизированная система управления технологическим
процессом;
ВНА - входной
направляющий аппарат;
ГСМ - горюче-смазочные
материалы,
ГТД - газотурбинный
двигатель;
ГТУ - газотурбинная
установка;
ИИС -
информационно-измерительная система;
ИСУ - избирательная
система управления;
КС - камера сгорания;
НТД -
нормативно-технический документ;
ПГУ - парогазовая
установка;
ПЗК - запорное устройство
с электрифицированным приводом (стопорный клапан) перед каждым
горелочным устройством камеры сгорания ГТУ;
САО - система
автоматического останова;
САР - система
автоматического регулирования;
САУ - система
автоматического управления;
СК - стопорный
клапан;
ТЭС - тепловая
электрическая станция.
5 Общие положения
Газотурбинные установки
подразделяются на установки открытого, замкнутого и полузамкнутого
процесса. Они могут быть выполнены: по простому, сложному или
регенеративному циклу; одновальными или многовальными; с
конвертированными двигателями.
Основным назначением
энергетических газотурбинных установок является привод
электрических генераторов. При единичной мощности ГТУ менее 100 МВт
и обоснованным применении более высокой, чем 3000 об/мин, частоты
вращения вала применяются редукторы, являющиеся неотъемлемой частью
ГТУ и входящие в состав обязательной поставки.
Областями применения
энергетических газотурбинных установок являются:
-
сооружение газотурбинных электростанций;
-
сооружение парогазовых электростанций.
Они могут применяться для
комбинированной выработки электроэнергии и тепла, электро- и
теплоснабжения ответственных потребителей (городов, промышленных
предприятий), а также использоваться на новом строительстве
отдаленных районов и техническом перевооружении действующих
электростанций.
Газотурбинная установка
может эксплуатироваться в базовом, полупиковом и пиковом режимах
для выработки только электрической энергии и с утилизацией тепла
уходящих газов в парогазовых установках различного типа или в
системах теплоснабжения жилых, промышленных объектов и
автономно.
ГТУ поставляется
комплектно, а техническая документация поставщика, как правило,
должна распространяться на все комплектно поставляемое оборудование
и его взаимные связи с другим оборудованием (ПГУ).
В
комплект поставки должны входить собственно ГТУ (газотурбинный
двигатель) и электрический генератор со всеми необходимыми для их
эксплуатации системами и оборудованием, т.е.:
-
маслосистемами,
-
системами подачи и распределения топлива на один или два его вида,
(природный газ и жидкое топливо),
-
системой запуска ГТУ,
-
САУ, включающей системы контроля, логического управления,
регулирования и защиты, мониторинга вибрации и термодинамических
параметров,
-
воздухозаборным устройством,
-
выхлопным диффузором, газоходами, глушителем,
-
укрытием с шумопоглащающими стенками, оборудованным системами
вентиляции, обнаружения и тушения пожара и предотвращения
взрыва.
Кроме того, в комплект
поставки могут входить:
-
компрессор для повышения давления природного газа,
-
система промывки проточной части компрессора (и турбины) от
отложений,
-
система экологического впрыска воды (пара),
-
система каталитической азотоочистки,
-
система охлаждения засасываемого воздуха и другие устройства и
системы.
ГТУ, работающие с
утилизацией тепла уходящих газов могут быть оснащены:
-
газоводяным теплообменником;
-
паровым котлом-утилизатором;
-
устройством (устройствами) для сжигания дополнительного топлива в
потоке отработавших в турбине газов и повышения температуры газов и
тепло- (или паро-) производительности.
-
байпасным газоходом с шиберами для обеспечения автономной работы
ГТУ;
-
регулируемым перепуском воздуха с выхода из компрессора на его вход
для повышения температуры отработавших в турбине газов и увеличения
отпуска тепла.
6 Организация входного контроля и подтверждение соответствия
6.1 Для проведения
входного контроля должна быть разработана местная инструкция
учитывающая особенности поставляемой ГТУ и конкретные условия.
Местная инструкция утверждается руководителем предприятия, вводится
в действие приказом по предприятию, должна быть внесена в перечень
действующих на предприятии документов и перед поставкой каждой
новой ГТУ, оборудования или запчастей просматриваться и дополняться
по мере выхода новых нормативных и руководящих документов.
Знание местной инструкции
является обязательным для лиц, ответственных за проведение входного
контроля.
6.2 Для выполнения
входного контроля оборудования ГТУ и средств управления приказом по
энергопредприятию должны быть назначены рабочие комиссии (по видам
оборудования).
6.3 Контроль
тепломеханического оборудования (основного и вспомогательного)
должен выполняться:
-
при приемке оборудования на стадии разгрузки с транспортных
средств, на стадии приемки оборудования от транспортных организаций
при его разгрузке визуально определяется целостность упаковки и
самих изделий;
-
до начала монтажа;
-
после окончания монтажа.
6.4 Контроль оборудования
ГТУ должен выполняться в соответствии с требованиями технических
условий на поставку, заводских руководств по эксплуатации,
инструкций по монтажу и действующих нормативных документов. Входной
контроль может проводиться как путем экспериментальных проверок (в
т.ч. и визуального контроля), так и признанием результатов
испытаний, проведенных поставщиком данного оборудования.
6.5 Результаты входного
контроля рабочие комиссии (по видам оборудования) оформляют актами.
В акты вносятся лишь сведения о выявленных дефектах. Акты
подшиваются в паспорта оборудования и хранятся постоянно.
6.6 После завершения
входного контроля на основе актов рабочих комиссий руководством
электростанции составляется "Заключительный акт по результатам
входного контроля".
6.7 Соответствие ГТУ
требованиям национальных стандартов, настоящего стандарта и
технических условий, при соблюдении условий транспортирования,
хранения, монтажа и эксплуатации, указанных в документации на
поставку, гарантирует генеральный подрядчик.
6.8 Оборудование ГТУ
должно иметь сертификаты соответствия или должно быть
сертифицировано на месте эксплуатации. Сертификация оборудования
ГТУ проводится на соответствие национальным стандартам, стандартам
организаций, системам добровольной сертификации, условиям договора.
Подтверждение соответствия осуществляется в форме добровольной
сертификации.
Сертификационные
испытания, проводимые на месте эксплуатации, могут выполняться
совместно с приемочными (гарантийными) испытаниями.
Сертификационные испытания проводятся аккредитованными в системе
сертификации испытательными лабораториями (центрами).
6.8 ГТУ являются опасными
производственными объектами, ввод в эксплуатацию которых возможен
только с разрешения территориального органа Федеральной службы по
экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор).
Условием применения ГТУ является соблюдение законодательства РФ в
области промышленной безопасности, предоставление заказчику
сертификатов, руководств по эксплуатации, монтажу и техническому
обслуживанию оборудования. Основанием для такого разрешения
является положительное заключение экспертизы промышленной
безопасности.
Экспертиза промышленной
безопасности проводится в соответствии с установленными правилами
проведения экспертизы промышленной безопасности и правилами
экспертизы декларации промышленной безопасности.
6.9 Подтверждение
соответствия значений показателей ГТУ гарантийным значениям,
указанным в технических условиях (договоре на поставку),
производится при приемочных (гарантийных) испытаниях, выполняемых в
период гарантийной эксплуатации, но не позже трех месяцев после
комплексного опробования.
7 Приемка ГТУ в эксплуатацию
7.1 Приемка ГТУ в
эксплуатацию производится приемочными комиссиями, назначаемыми
руководителем генерирующей компании.
Приемочная комиссия
создается не позднее, чем за 1 мес до начала комплексного
опробования. При этом должны быть установлены даты начала и
окончания работы комиссии с учетом хода строительно-монтажных работ
и установленного срока ввода объекта в эксплуатацию.
В
состав приемочной комиссии включаются представители: ОГК (или ТГК),
заказчика, генподрядчика, субподрядных организаций по монтажу вновь
устанавливаемого и модернизируемого оборудования, проектной
организации, генпроектировщика, Госгортехнадзора (кроме объектов
электрических сетей), инвестора. Руководителем приемочной комиссии
назначается технический руководитель электростанции.
7.2 Для подготовки
газотурбинной установки к предъявлению приемочной комиссии должна
быть назначена рабочая комиссия, которая принимает по акту
оборудование после проведения его индивидуальных испытаний для
комплексного опробования. С момента подписания этого акта
эксплуатирующая организация отвечает за сохранность
оборудования.
7.3 Приемочные комиссии
обязаны:
-
проверить качество и соответствие выполненных строительно-монтажных
работ проектно-сметной документации, стандартам, строительным
нормам и правилам производства работ;
-
произвести приемку вновь установленного оборудования после
индивидуальных испытаний для передачи его для комплексного
опробования по акту;
-
произвести приемку ГТУ и вновь установленного оборудования после
комплексного опробования по акту;
-
произвести приемку в эксплуатацию ГТУ после технического
перевооружения по акту;
-
проверить выполнение мероприятий по обеспечению здоровых и
безопасных условий труда и по защите природной среды;
-
проверить устранение недоделок, выявленных рабочими комиссиями.
7.4 Эксплуатирующая
организация должна представить приемочной комиссии документацию,
подготовленную рабочей комиссией в объеме, предусмотренном
действующими нормативными документами. Все документы должны быть
занесены в общий каталог, а в отдельных папках с документами должны
быть заверенные описи содержимого. Документы должны храниться в
техническом архиве заказчика вместе с документами, составленными
приемочной комиссией.
7.5 Акты о приемке вновь
установленного и модернизированного оборудования ГТУ подписываются
председателем и всеми членами комиссии. Если у отдельных членов
комиссии имеются возражения, то они должны быть рассмотрены с
участием органов, представителями которых являются эти члены
комиссии, до утверждения акта о приемке.
Если, по мнению
приемочной комиссии ГТУ не может быть принята в эксплуатацию, то
комиссия представляет мотивированное заключение об этом в орган,
назначивший комиссию, и копию заключения - заказчику и генеральному
подрядчику.
Председатель приемочной
комиссии должен представить в орган, назначивший приемочную
комиссию:
-
акт о приемке ГТУ в эксплуатацию;
-
краткую докладную записку к акту о приемке;
-
предложения (в необходимых случаях) об улучшении качества
оборудования, об улучшении технологических процессов, об улучшении
проектных решений;
-
проект решения органа, назначившего приемочную комиссию, об
утверждении акта о приемке ГТУ в эксплуатацию.
7.6 Перед приемкой в
эксплуатацию газотурбинной установки должны быть проведены:
-
индивидуальные испытания оборудования и функциональные испытания
отдельных систем, завершающиеся пробным пуском основного и
вспомогательного оборудования;
-
комплексное опробование оборудования.
Во время строительства и
монтажа зданий и сооружений должны быть проведены промежуточные
приемки узлов оборудования и сооружений, а также скрытых работ.
7.7 Индивидуальные и
функциональные испытания оборудования и отдельных систем проводятся
с привлечением персонала заказчика по проектным схемам после
окончания всех строительных и монтажных работ по данному узлу.
Перед индивидуальным и функциональным испытаниями должно быть
проверено выполнение: настоящего стандарта, строительных норм и
правил, стандартов, включая стандарты безопасности труда, норм
технологического проектирования, правил органов государственного
контроля и надзора, норм и требований природоохранного
законодательства и других органов государственного надзора,
стандартов по устройству электроустановок, стандартов по охране
труда, по взрыво- и пожаробезопасности.
7.8 Дефекты и недоделки,
допущенные в ходе строительства и монтажа, а также дефекты
оборудования, выявленные в процессе индивидуальных и функциональных
испытаний, должны быть устранены строительными, монтажными
организациями и заводами-изготовителями до начала комплексного
опробования.
7.9 Пробные пуски
проводятся до комплексного опробования газотурбинной установки. При
пробном пуске должна быть проверена работоспособность оборудования
и технологических схем, безопасность их эксплуатации; проведены
проверка и настройка всех систем контроля и управления, в том числе
автоматических регуляторов, устройств защиты и блокировок,
устройств сигнализации и контрольно-измерительных приборов.
Перед пробным пуском
должны быть выполнены условия для надежной и безопасной
эксплуатации ГТУ:
-
укомплектован, обучен (с проверкой знаний) эксплуатационный и
ремонтный персонал, разработаны и утверждены эксплуатационные
инструкции, инструкции по охране труда и оперативные схемы,
техническая документация по учету и отчетности;
-
подготовлены запасы топлива, материалов, инструмента и запасных
частей;
-
введены в действие средства диспетчерского и технологического
управления с линиями связи, системы пожарной сигнализации и
пожаротушения, аварийного освещения, вентиляции;
-
смонтированы и налажены системы контроля и управления;
-
получены разрешения на эксплуатацию газотурбинной установки от
органов государственного контроля и надзора.
7.10 Приемка ГТУ на месте
эксплуатации включает в себя проверку комплектности и технического
состояния оборудования, приемку сборочных единиц и систем после
проведения монтажа и приемочных испытаний ГТУ.
7.11 Приемка ГТУ в
эксплуатацию осуществляется после комплексного опробования,
оформления актов приемки и соответствующей записи в
паспорте-формуляре ГТУ.
Акт о приемке в
эксплуатацию ГТУ и докладная записка к нему составляются в пяти
экземплярах, два из которых вместе с проектом решения
представляются в орган, назначивший приемочную комиссию, два
экземпляра передаются заказчику и один экземпляр - подрядчику.
Рассмотрение актов о
приемке в эксплуатацию ГТУ, принятие решений по результатам
рассмотрения возражений отдельных членов комиссии и утверждение
актов органами, назначившими эти комиссии, производится в срок не
более 25 дн. после подписания актов. ГТУ, по которым указанный срок
истек, считаются не принятыми в эксплуатацию и по ним назначаются
приемочные комиссии повторно.
Акты о приемке в
эксплуатацию ГТУ утверждаются решением органов, назначивших эти
комиссии.
7.12 Номинальные значения
основных параметров и гарантийных показателей ГТУ приводятся в
контракте при стандартных наружных условиях - барометрическом
давлении 0,1013 МПа, температуре наружного воздуха 15 °С, влажности
60% и при местных характерных для конкретной площадки условиях.
Основные параметры и
показатели ГТУ, определяемые в контракте на поставку для каждого
используемого топлива:
|
Мощность на клеммах эл. генератора, |
||
|
КПД на
клеммах эл. генератора, |
||
|
Расход
газа на выходе из ГТУ, |
||
|
Температура газа на срезе выхлопного патрубка, |
||
|
Частота
вращения вала, |
||
|
Степень повышения давления. |
||
Примечания - показатели
определяются при низшей удельной теплоте сгорания природного газа -
50000 кДж/кг, дизельного топлива - 42000 кДж/кг;
Удельная теплота сгорания
при постоянном давлении топлива (жидкого, газообразного и твердого)
относится к давлению 0.1013 МПа и температуре 15 °С;
1
- степень сжатия (давление на выходе компрессора) - для
справок.
При проверке
гарантируемых показателей учитывается только допуск на погрешность
измерений при испытаниях. Приемочные испытания для подтверждения
гарантий должны проводиться сразу же после завершения поставщиком
пусконаладочных работ, но не позднее, чем через три месяца после
комплексного опробования, если стороны не договорятся об ином.
Если проведение испытаний
по каким-либо причинам задерживается, должно быть заключено
соглашение, учитывающее ухудшение параметров, или при обработке
результатов должны быть введены поправки, учитывающие старение
оборудования.
7.13 Основной задачей
приемочных (гарантийных) испытаний является определение
соответствия фактических и гарантийных параметров:
-
мощности при рабочих условиях;
-
экономичности при рабочих условиях;
-
выбросов токсичных газов;
-
уровней шума;
-
работы защитных устройств.
Дополнительно по
соглашению с изготовителем или по требованиям нормативных
документов проводятся испытания для определения:
-
характеристик системы регулирования и защиты;
-
маневренных характеристик ГТУ (пусковые характеристики, время
нагружения);
-
тепла отработавших в турбине газов;
-
амплитуд и частот вибрации;
-
тепловых потерь;
-
характеристик системы антиобледенения.
7.14 Приемочные испытания
проводятся на месте эксплуатации. Допускается проведение отдельных
этапов испытаний на стендах изготовителя.
Технологическая схема
работы ГТУ и настройка САР во время испытаний должна полностью
соответствовать принятой для нормальной эксплуатации.
Приемочные испытания
проводятся в две стадии: предварительные и гарантийные.
Предварительные испытания
проводятся со следующей целью:
-
проверка соответствия установки и связанного с ней оборудования
условиям проведения приемочных испытаний, а также надежной работы
при заданной нагрузке;
-
проверка приборов;
-
ознакомление с процедурой испытаний.
После проведения
предварительных испытаний Заказчик и Поставщик могут подписать
соглашение - рассматривать эти испытания, как приемочные
испытания.
Приемочные испытания
проводятся по предварительно согласованной программе.
7.15 Перед началом
испытаний должен проводиться осмотр и очистка проточных частей,
трубопроводов и прочих элементов газотурбинной установки.
Проверка значений
мощности и КПД ГТУ проводится при нормальных (стандартных) наружных
условиях или при рабочих наружных условиях оговоренных в контракте.
Приведение полученных результатов испытаний к условиям контракта
должно производиться по поправочным кривым Поставщиков
оборудования.
Испытания должны
проводиться на установившихся режимах при рабочих наружных условиях
возможно более близких к нормальным (стандартным) или оговоренных в
контракте рабочих условиях.
При испытаниях должно
применяться топливо, на котором предусматривается работа ГТУ, или
идентичное ему по свойствам. Проверку показателей ГТУ рекомендуется
проводить: при максимальной нагрузке или максимальной температуре
газов; при номинальной нагрузке; при расчетном отношении абсолютных
температур на входе в турбину и компрессор; при нагрузках равных
75, 50 и 25% от номинальной и на холостом ходу.
7.16 В соответствии с
техническими условиями заводов-изготовителей и ГОСТами должны быть
проведены испытания защит:
Для одновального ГТД
от:
-
повышения частоты вращения ротора турбины;
-
повышения виброскорости подшипников;
-
осевого смещения ротора;
-
понижения давления топливного газа перед автоматическим
затвором;
-
понижения давления масла на смазку;
-
повышения температуры масла на линии слива из подшипников;
-
повышение температуры газа за турбиной;
-
повышения давления воздуха за компрессором;
-
погасание факела в камере сгорания;
-
помпажа ГТД;
-
повреждения электрического генератора или перехода его в моторный
режим;
-
пожара в любом отсеке укрытия ГТД;
-
загазованности в любом отсеке укрытия ГТД;
-
отключения всех вентиляторов подачи воздуха в укрытие ГТД.
Дополнительно для ГТД со
свободной силовой турбиной:
-
повышения частоты вращения ротора силовой турбины;
-
повышения температуры газа перед силовой турбиной или за турбиной
высокого давления.
При наличии
автоматических защит от повышенных:
-
неравномерности температур газов в турбине,
-
пульсаций давления в камере сгорания,
-
температур горячих деталей или
-
проскока пламени в зону смешения,
должны проводиться испытания и этих защит.
Проверка работы всех
защитных устройств должна проводиться путем двукратного
опробования.
7.17 При проверке работы
защитных устройств настройка автомата безопасности должна
производиться так, чтобы его срабатывание происходило при частоте
вращения, отличающейся от расчетной уставки не более, чем на
1%.
7.18 При проверке
регулирования частоты вращения (силового вала) и регулирования
температуры газов определяется степень нечувствительности, степень
статической неравномерности и динамические свойства системы.
7.19 После испытаний
должен быть проведен осмотр внутренних узлов с помощью бороскопов и
(или) разборка (в согласованном с заводом-изготовителем объеме) для
контроля основного вращающегося оборудования, редуктора и
приводимой машины.
7.20 Перед приемкой ГТУ в
эксплуатацию должно проводиться испытание для проверки ее
надежности длительностью от 15 до 30 дней, во время которого
количество вынужденных остановов () или эквивалентное время простоя ( час) не должно быть больше, чем при
нормальной эксплуатации.
Конкретные значения
и определяются изготовителем ГТУ, исходя из
их гарантированных значений за срок службы.
7.21 По соглашению с
поставщиком может проводиться 15-минутный прогон ГТУ при частоте
вращения на 3% более низкой, чем настройка срабатывания автомата
безопасности.
7.22 Комплексное
опробование должен проводить заказчик. При комплексном опробовании
должна быть проверена совместная работа основных агрегатов и всего
вспомогательного оборудования под нагрузкой.
При комплексном
опробовании должны быть включены предусмотренные проектом КИП,
блокировки, устройства сигнализации и дистанционного управления,
защиты и автоматического регулирования, не требующие режимной
наладки.
На период комплексного
опробования оборудования должно быть организовано круглосуточное
дежурство персонала ТЭС, монтажной и наладочной организаций для
наблюдения за состоянием технологического оборудования и принятия
мер к своевременному устранению неисправностей и утечек газа.
Персонал ТЭС должен быть
проинструктирован о возможных неполадках и способах их устранения,
а также обеспечен необходимыми схемами и инструкциями, средствами
защиты и пожаротушения, спецодеждой, необходимыми приборами и
оборудованием.
Началом комплексного
опробования газотурбинной установки считается момент включения ее в
сеть или под нагрузку.
Комплексное опробование
оборудования по схемам, не предусмотренным проектом, не
допускается.
7.23 Комплексное
опробование ГТУ считается проведенным при условиях:
-
нормальной и непрерывной работы основного оборудования в течение 72
часов на основном топливе с номинальной нагрузкой, соответствующей
фактически измеренной температуре наружного воздуха при постоянной
или поочередной работе всего вспомогательного оборудования
газотурбинной установки;
-
успешного (без сбоев) проведения 10 автоматических пусков;
-
проверки соответствия вибрационных характеристик агрегата
действующим нормам;
-
проверки эффективности работы системы автоматического регулирования
и двукратного опробования защит.
Если комплексное
опробование не может быть проведено на основном топливе, или
номинальная нагрузка не может быть достигнута по каким-либо
причинам, решение провести комплексное опробование на резервном
топливе или принять ГТУ в эксплуатацию по результатам испытаний при
максимально возможной нагрузке, принимается приемочной комиссией и
оговаривается в акте приемки в эксплуатацию газотурбинной
установки.
Причины не достижения
номинальной нагрузки фиксируются в акте. Они могут быть основанием
для предъявления претензий.
7.24 После комплексного
опробования и устранения выявленных дефектов и недоделок
оформляется акт приемки в эксплуатацию оборудования с относящимися
к нему зданиями и сооружениями. Приемка в эксплуатацию
оборудования, зданий и сооружений с дефектами, недоделками не
допускается.
7.25 Законченные
строительством отдельно стоящие здания, сооружения и
электротехнические устройства, встроенные или пристроенные
помещения производственного, подсобно-производственного и
вспомогательного назначения с смонтированным в них оборудованием,
средствами управления и связи принимаются в эксплуатацию рабочими
комиссиями до приемки пускового комплекса для предъявления их
приемочной комиссии.
7.26 Датой ввода ГТУ в
эксплуатацию считается дата подписания акта приемочной
комиссией.
8 Организация эксплуатации ГТУ
Эксплуатация ГТУ должна
осуществляться в соответствии с местной инструкцией, которая, в
свою очередь, не должна противоречить требованиям технических
регламентов, национальных стандартов, настоящего стандарта,
технических условий и требований фирмы-изготовителя.
При эксплуатации ГТУ
должны обеспечиваться:
-
положения действующих нормативно-технических документов:
регламентов, стандартов, технических условий и др.;
-
возможность работы с номинальными параметрами;
-
надежность работы основного и вспомогательного оборудования при
соблюдении диспетчерского графика нагрузки;
-
нормативные показатели экономичности основного и вспомогательного
оборудования;
-
чистота проточной части компрессоров и турбин, теплообменных
аппаратов;
-
отсутствие утечек воздуха и газа, а также течей топлива, масла и
воды.
8.1 Требования к режимам эксплуатации
8.1.1 Пуск ГТУ
8.1.1.1 К эксплуатации
ГТУ должен допускаться персонал, прошедший специальную подготовку и
проверку знаний технической и пожарной безопасности, а также
проверку знаний настоящего стандарта и эксплуатационных инструкций
в объеме, соответствующем занимаемой должности или рабочему
месту.
8.1.1.2 Для ГТУ,
пускаемой после монтажа, должна быть составлена местная инструкция
по эксплуатации в соответствии с требованиями изготовителя,
технических регламентов, национальных стандартов, настоящего
стандарта и технических условий, в которую необходимо включить
требования по взрывопожаробезопасности с указанием должностных лиц,
ответственных за выполнение конкретных мероприятий.
8.1.1.3 Предпусковая
подготовка выполняется в соответствии с руководством по
эксплуатации фирмы-изготовителя ГТУ.
Наладка системы
автоматического пуска должна проводиться с помощью имитатора без
подачи топлива в камеры сгорания.
8.1.1.4 Перед зажиганием
топлива в камерах сгорания должно быть проверено отсутствие
природного газа в машинном зале и под обшивкой (в укрытии) ГТУ.
Тракты автономных ГТУ (без теплообменников на выхлопе) должны быть
провентилированы не менее 2 мин при работе на жидком топливе и 5
мин, при работе на газовом топливе, при вращении ротора пусковым
двигателем.
После каждой неудачной
попытки пуска зажигание топлива без предварительной вентиляции
трактов не менее 4 мин при работе на жидком топливе и 10 мин при
работе на газовом топливе не допускается. Конкретная
продолжительность вентиляции в зависимости от компоновки тракта,
вида топлива и типа ГТУ должна быть указана в местной инструкции по
эксплуатации.
8.1.1.5 Длительность
вентиляции газовоздушного тракта ГТУ с теплообменниками на выхлопе
до зажигания топлива при пуске устанавливается из условия не менее
чем шестикратного обмена воздуха в тракте при вращении ее ротора
пусковым устройством.
Зажигание топлива без
предварительной вентиляции газовоздушных трактов ГТУ или ПГУ
запрещается.
8.1.1.6 Пуск ГТУ должен
осуществляться автоматически.
Алгоритмы автоматического
пуска и набора нагрузки, заданные заводом-изготовителем ГТУ, должны
обеспечивать минимальное расходование ресурса (в пределах значений,
согласованных в формулах для расчета эквивалентной наработки, см.
ниже п.8.4) при проведении нормальных и ускоренных пусков ГТУ из
каждого теплового состояния агрегата.
8.1.1.7 Пуск ГТУ должен
осуществляться на основном топливе. В обоснованных случаях
допускается использование специального пускового топлива, вид
которого должен быть согласован и указан в ТУ на поставку ГТУ.
8.1.1.8 Стопорные и
регулирующие топливные клапаны ГТУ должны быть плотными. Клапаны
должны расхаживаться на полный ход перед каждым пуском, а также
ежедневно на часть хода при непрерывной работе, если это
предусмотрено инструкцией.
Проверка плотности
топливных клапанов ГТУ должна производиться после капитального и
среднего (регламентного) ремонта с визуальным контролем, а также
перед каждым пуском ГТУ с контролем отсутствия давления топлива
перед регулирующими клапанами.
Плотность топливных
клапанов ГТУ должна проверяться не реже 1 раза в месяц при
регулярной эксплуатации установки, а также перед пуском после
длительного (свыше 7 сут) простоя ГТУ.
8.1.1.9 Система
автоматического пуска должна включать блокировки, препятствующие
выполнению последующего этапа пуска до полного завершения
предыдущего.
8.1.1.10 Пуск ГТУ
запрещается при условиях, указанных в заводских инструкциях для
основного и вспомогательного оборудования.
8.1.1.11 Пуск ГТУ должен
быть прекращен действием автоматических защит или персоналом в
случаях:
-
повышения температуры газов в проточной части выше допустимой по
графику пуска;
-
недопустимого повышения или понижения давления топлива перед
стопорным клапаном;
-
возникновения пульсаций давления, помпажа циклового компрессора или
недопустимого приближения к границе помпажа;
-
нарушения установленной последовательности пусковых операций;
-
взрыва ("хлопка") в камере сгорания или далее по ходу газов в
тракте ГТУ;
-
воспламенения топлива или масла в ГТУ;
-
при неисправности или отключении хотя бы одной из защит;
-
при дефектах системы регулирования, которые могут привести к
забросу температуры газов или разгону турбины;
-
при неисправности одного из масляных насосов или системы их
автоматического включения;
-
при отклонении от норм качества масла и при температуре масла ниже
установленных пределов;
-
при протечках жидкого топлива или масла, а также утечке газового
топлива;
-
при качестве топлива, не удовлетворяющем требованиям, а также при
температуре и давлении топлива выше или ниже установленных
пределов;
-
при отклонении контрольных показателей теплового и механического
состояния ГТУ от допустимого;
-
задевания, посторонних шумов и повышенной вибрации в
турбомашинах;
-
повышения нагрузки пускового устройства выше допустимой;
-
не предусмотренного инструкцией снижения частоты вращения
разворачиваемого вала после отключения пускового устройства.
8.1.1.12 Запрещается пуск
ГТУ после аварийного останова или сбоя при предыдущем пуске, если
причины этих отказов не устранены.
8.1.1.13 При наличии в
выхлопном тракте ГТУ теплообменных аппаратов и байпасирующих их
газоходов с шиберами пуск ГТУ должен производиться с полностью
открытыми к дымовой трубе шиберами; переключение шиберов, включение
в работу КУ или подогревателей, зажигание топлива в дожигающих
устройствах за турбиной допускается только после выхода на режим и
взятия установленной в инструкции нагрузки.
8.1.2 Работа ГТУ на
установившемся режиме
8.1.2.1 По результатам
режимных испытаний, проводимых во время приемочных испытаний или
после их завершения, должны быть составлены нормативные и
энергетические характеристики ГТУ по мощности и удельному расходу
тепла при различных наружных условиях, а также по промежуточным
техническим показателям. Сравнение показателей ГТУ и их элементов с
нормативными показателями должно производиться для характерных
режимов работы.
8.1.2.2 В процессе
эксплуатации на основании наблюдений и показаний приборов должна
проводиться параметрическая и вибрационная диагностика, включающая
анализ:
-
соответствия мощности и экономичности ГТУ расчетной и
нормативной;
-
степени загрязнения и запасов устойчивости компрессоров;
-
эффективности теплообменных аппаратов;
-
неравномерности измеряемых температур газов на входе или выходе
турбины;
-
давления топлива и воздуха (газов), а также давления и температуры
масла в характерных точках;
-
вибрации турбин, компрессоров, электрогенераторов, возбудителей и
редукторов.
Предельные значения
отклонений контролируемых параметров от паспортных не должны
превышать заданных заводами-изготовителями или указанных в ГОСТ и
технических условиях на поставку.
Периодичность и объем
параметрической и вибрационной диагностики определяется в местной
инструкции в соответствии с рекомендациями завода-изготовителя
ГТУ.
8.1.2.3 При эксплуатации
рекомендуется регулярно регистрировать (автоматически или
вручную):
-
режимные параметры;
-
падение давления на фильтрах в комплексном воздухоочистительном
устройстве;
-
разрежение на входе в компрессор;
-
температура на входе в компрессор;
-
давление на выходе из компрессора;
-
температура на выходе из компрессора;
-
расход воздуха через компрессор (если измеряется);
-
давление на входе в турбину (если измеряется);
-
избыточное давление на выходе из турбины;
-
температура газов на выходе из турбины;
-
расходы топлива;
-
частоты вращения роторов турбины;
-
частота в энергосистеме;
-
нагрузка;
-
положение входного направляющего аппарата;
-
расход воды/пара подаваемого в камеру сгорания;
-
теплотворная способность топлива;
-
уровни вибрации;
-
температура масла;
-
уровни масла в маслобаках;
-
расходы охлаждающего воздуха (если измеряются);
-
давления охлаждающего воздуха;
-
температуры охлаждающего воздуха;
-
положения регулирующих клапанов охлаждающего воздуха (если
имеются);
-
давления охлаждающей воды;
-
температуры охлаждающей воды;
-
время выхода на режим самоходности;
-
время от подачи сигнала на отключение до полной остановки ротора
ГТУ;
-
концентрации токсичных газов.
Параметры
эксплуатационной готовности и надежности:
-
число нормальных пусков;
-
число ускоренных пусков;
-
число успешных нормальных пусков;
-
число успешных ускоренных пусков;
-
время эксплуатации с нагрузкой не выше базовой;
-
время эксплуатации с нагрузкой не выше пиковой;
-
продолжительность использования электрического генератора в
качестве синхронного компенсатора (если имелось);
-
предупредительные сигналы (число, время, причина);
-
остановы:
-
программные за заданное время (дата, время, причина);
-
аварийные с прекращением подачи топлива (дата, время, причина,
исходная нагрузка).
Простои:
-
дата и время начала и конца простоя;
-
продолжительность, причина, мероприятия.
8.1.2.4 Эксплуатационные
тепловые испытания должны проводиться периодически (не реже 1 раза
в 3-4 года), при выводе ГТУ в ремонт и после его окончания для
получения фактических показателей и подтверждения их соответствия
нормативным характеристикам.
8.1.2.5 Снижение
фактической мощности ГТУ в течение межремонтного периода не должно
превышать 4% от номинальной мощности, а увеличение удельного
расхода топлива - 2%.
8.1.2.6
Завод-изготовитель в технической документации на поставку должен
указать допустимые значения необратимых изменений таких
характеристик, как массовый расход компрессора, его КПД,
температура отработавших в турбине газов, мощность и КПД ГТУ при
длительной (через 4, 8, 16, 32 и 48 тысяч часов) работе.
8.1.2.7 В ходе
эксплуатационных испытаний должна проводиться проверка
теплотехнических показателей ГТУ на режимах холостого хода,
частичной и полной нагрузки при нормальной тепловой схеме, штатных
условиях регулирования расходов топлива и углов установки
поворотного входного направляющего аппарата компрессора. После
проведения испытаний должны быть определены:
-
зависимость температуры газа за турбиной от электрической мощности
ГТУ, положения входного направляющего аппарата компрессора,
температуры наружного воздуха;
-
зависимость расхода топлива от электрической мощности ГТУ,
положения ВНА компрессора, температуры наружного воздуха;
-
зависимость расходов газов на выходе из турбины от электрической
мощности ГТУ, положения ВНА компрессора, температуры наружного
воздуха;
-
зависимость энтальпии отработавших в турбине газов от электрической
мощности ГТУ, положения ВНА, температуры наружного воздуха;
-
зависимость КПД ГТУ от электрической мощности ГТУ, температуры
наружного воздуха и положения ВНА компрессора;
-
зависимости КПД турбомашин от характерных параметров ГТУ.
8.1.2.8 По результатам
испытаний определяется соответствие реально полученных в опытах
значений мощности и КПД ГТУ энергетической характеристике.
8.1.2.9 При работе ГТУ
должны проводиться профилактические мероприятия по предотвращению и
устранению загрязнений проточной части турбомашин, регенераторов и
воздухоохладителей.
8.1.2.10 Обледенение
воздушных фильтров и проточной части компрессоров не допускается.
При необходимости воздухозаборные тракты ГТУ должны быть
оборудованы устройствами для предотвращения обледенения.
8.1.2.11 Электрические
генераторы ГТУ при переходе в режим электродвигателя должны
немедленно отключаться, для чего на электрогенераторах должна
устанавливаться защита от обратной мощности. Это требование не
распространяется на ГТУ со свободными силовыми турбинами.
8.1.2.12 При загорании
отложений в регенераторах или подогревателях сетевой воды, если при
этом не происходит опасного изменения параметров ГТУ, установка
должна быть оставлена в работе для обеспечения охлаждения
теплообменных поверхностей.
При загорании отложений
на остановленной ГТУ должны быть включены установки
пожаротушения.
8.1.3 Останов
ГТУ
8.1.3.1 Нормальный
(плановый) останов ГТУ должен производиться по программе,
реализуемой системой автоматического останова.
8.1.3.2 Программа САО для
обеспечения взрывопожаробезопасности должна включать:
-
разгружение агрегата в заданном темпе;
-
закрытие регулирующих топливных клапанов, стопорных клапанов и
электрозадвижек на трубопроводах подвода топлива к узлам
регулирования;
-
открытие вентилей на трубопроводе продувки газопровода при
использовании газообразного топлива или дренажных клапанов при
использовании жидкого топлива;
-
эффективную вентиляцию газовоздушных трактов установки не менее чем
с двукратным обменом воздуха;
-
продувку топливных коллекторов и форсунок воздухом, паром или
инертным газом в соответствии с ТУ завода-изготовителя ГТУ;
-
закрытие шиберов на стороне всасывания и (или) выхлопе ГТУ по
окончании вентиляции газовоздушных трактов.
8.1.3.3 При выводе ГТУ в
длительный резерв должны быть приняты меры к ее консервации.
Продолжительность останова, при которой требуется консервация,
перечень подлежащих консервации узлов и технология ее проведения
должны быть указаны в ТУ завода-изготовителя ГТУ.
8.1.4 Аварийное
состояние ГТУ
8.1.4.1 Газотурбинная
установка немедленно отключается персоналом при отказе работы защит
или их отсутствии в случаях:
-
недопустимого повышения температуры газов в характерных сечениях
ГТУ;
-
повышения частоты вращения ротора сверх допустимого предела;
-
обнаружения трещин или разрыва масло- или топливопроводов высокого
давления;
-
недопустимого осевого сдвига и недопустимых относительных
перемещений роторов компрессоров и турбин;
-
недопустимого снижения давления масла в системе смазки или уровня в
масляном баке, а также недопустимого повышения температуры масла на
сливе из любого подшипника или температуры любой из колодок
упорного подшипника;
-
прослушивания металлических звуков (скрежета, стуков), необычных
шумов внутри турбомашин и аппаратов ГТУ;
-
возрастания вибрации подшипниковых опор выше допустимых
значений;
-
появления искр или дыма из подшипников или концевых уплотнений
турбомашин или электрогенераторов;
-
воспламенения масла или топлива и невозможности немедленно
ликвидировать пожар имеющимися средствами;
-
возникновение вибрационного горения или проскока пламени в зону
смешения в камере сгорания;
-
взрыва (хлопка) в камерах сгорания или газоходах;
-
погасания факела в камерах сгорания или недопустимого понижения
давления жидкого или газового топлива;
-
потери напряжения на устройствах регулирования и автоматизации или
на всех контрольно-измерительных приборах;
-
отключения генератора вследствие внутреннего повреждения;
-
возникновения помпажа компрессоров или недопустимого приближения к
границе помпажа;
-
недопустимого изменения давления воздуха за компрессорами;
-
возникновения кругового огня на контактных кольцах
электрогенератора;
-
загазованности в любом отсеке ГТУ;
-
отключения всех вентиляторов подачи воздуха под кожух ГТУ;
-
отказа программно-технического комплекса САУ ГТУ приводящего к
невозможности управления всем оборудованием турбоустановки или его
контроля.
Одновременно с
отключением ГТУ действием защиты или персоналом должен быть
отключен электрогенератор.
8.1.4.2 Газотурбинная
установка должна разгружаться и останавливаться по решению
технического руководителя энергетического объекта в случаях:
-
нарушения нормального режима эксплуатации или нормальной работы
вспомогательного оборудования, при появлении сигналов
предупредительной сигнализации, если устранение причин нарушения
невозможно без останова;
-
заедания стопорных, регулирующих и противопомпажных клапанов;
-
обледенения воздухозаборного устройства, если не удается прекратить
обледенение при работе под нагрузкой;
-
недопустимого повышения температуры наружных поверхностей корпусов
турбин, камер сгорания и переходных трубопроводов, если снизить
температуру изменением режима работы не удается;
-
недопустимого увеличения неравномерности измеряемых температур
газов;
-
недопустимого повышения температуры воздуха перед компрессорами
высокого давления, а также в случаях нарушения нормального
водоснабжения (для ГТУ с промежуточным охлаждением воздуха при
сжатии);
-
при неисправности отдельных защит или оперативных КИП.
8.1.4.3 При аварийном
останове ГТУ должна прекращаться подача топлива в камеру сгорания и
к горелкам КУ с дожиганием путем закрытия стопорного клапана, ПЗК и
других запорных устройств на газопроводах ГТУ и КУ, должны
открываться продувочные газопроводы и трубопроводы безопасности на
отключенных газопроводах ГТУ и КУ.
8.1.4.4 После отключения
ГТУ должна обеспечиваться эффективная вентиляция трактов и
производиться продувка топливных коллекторов и форсунок (горелок)
воздухом или инертным газом. По окончании вентиляции перекрываются
всасывающий и/или выхлопной тракты. Продолжительность и
периодичность вентиляции и прокруток роторов при остывании ГТУ
должны быть указаны в руководстве по эксплуатации изготовителя и в
местной инструкции.
8.1.4.5 Перед ремонтом
газового оборудования, осмотром и ремонтом камер сгорания или
газоходов газовое оборудование и запальные трубопроводы должны
отключаться от действующих газопроводов с установкой заглушки после
запорной арматуры.
8.1.5 Вывод ГТУ из
эксплуатации
8.1.5.1 При выводе из
эксплуатации ГТУ должна быть приведена в состояние, исключающее
возможность ее запуска:
-
снятием питания со стартеров,
-
снятием предохранителей в схеме управления,
-
блокировкой подачи топлива,
-
снятием клапана управления подачей топлива или блокировкой
управляющей программы.
8.1.5.2 Все системы
должны быть полностью блокированы и снабжены бирками, также должны
быть сделаны необходимые записи в паспорте-формуляре ГТУ.
8.1.5.3 Установка должна
быть (если необходимо) подвергнута консервации методом
соответствующим предполагаемому дальнейшему ее использованию.
Вредные или ядовитые
жидкости или материалы должны удаляться согласно инструкции
утвержденной техническим руководителем электростанции.
8.2 Контроль за эффективностью работы ГТУ
8.2.1 Должен быть
организован анализ технико-экономических показателей для оценки
состояния оборудования, режимов его работы, соответствия
нормируемых и фактических показателей, эффективности проводимых
организационно-технических мероприятий.
Целью анализа должно быть
улучшение конечного результата работы электростанции.
8.2.2 По установленным
формам должен быть организован учет показателей работы оборудования
(сменный, суточный, месячный, годовой) для контроля экономичности и
надежности, основанный на показаниях контрольно-измерительной
аппаратуры, результатах испытаний, измерений и расчетов.
8.2.3 Руководители
электростанции должны обеспечивать необходимые достоверность и
точность показаний измерений, правильную постановку учета и
отчетности в соответствии с действующими нормативно-техническими
документами.
8.2.4 Результаты работы
смены, цеха электростанции должны не реже 1 раза в месяц
рассматриваться с персоналом в целях анализа и устранения
недостатков его работы, а также ознакомления с опытом передовых
смен и отдельных работников.
8.2.5 Должны
разрабатываться и выполняться мероприятия по повышению надежности и
экономичности работы оборудования, энергосбережению, в том числе по
экономии топлива и других энергоресурсов, использованию вторичных
энергоресурсов.
8.2.6 Должны определяться
следующие технико-экономические показатели:
-
количество выработанной и отпущенной электроэнергии и тепла каждой
ГТУ;
-
рабочая электрическая мощность и показатели эффективности
использования установленной мощности ГТУ;
-
аварийность, наработка на отказ;
-
себестоимость электроэнергии, отпущенной электростанцией;
-
удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию и
тепло;
-
удельный расход технологической воды на охлаждение;
-
расход электроэнергии на собственные нужды (СН) электростанций,
отнесенной отдельно к выработке электроэнергии и отпуску тепла;
-
удельная численность и коэффициент обслуживания
промышленно-производственного персонала.
8.2.7 Для каждой ГТУ
должны быть разработаны энергетические характеристики оборудования,
устанавливающие зависимость технико-экономических показателей его
работы в абсолютном или относительном исчислении от электрических и
тепловых нагрузок (см. также п.7.2.1).
8.2.8 Энергетические
характеристики и нормы отдельных показателей должны быть
представлены эксплуатационному персоналу в форме режимных карт,
инструкций, таблиц и графиков.
8.2.9 Энергетические
характеристики ГТУ и графики удельных расходов топлива на
отпущенную электроэнергию и тепло должны пересматриваться 1 раз в 5
лет.
Пересмотр должен
проводиться также в том случае, когда вследствие технического
перевооружения и реконструкции ГТУ изменения вида сжигаемого
топлива или других мероприятий фактические удельные расходы топлива
на отпуск электроэнергии изменяются более чем на 2%.
8.2.10 Распределение
электрических нагрузок между агрегатами газотурбинной
электростанции должно осуществляться на основе метода относительных
приростов расхода топлива.
8.2.11 Повышение
экономичности и улучшение использования топлива должно оцениваться
с учетом фактических условий работы оборудования по объему
сэкономленного топлива относительно предусмотренного в нормативных
характеристиках.
8.3 Технический контроль и надзор при эксплуатации ГТУ
8.3.1 На каждой
газотурбинной установке должен быть организован постоянный и
периодический контроль (осмотры, технические освидетельствования,
обследования) технического состояния оборудования, зданий и
сооружений, определены уполномоченные за их состояние и безопасную
эксплуатацию лица, а также назначен персонал по техническому и
технологическому надзору и утверждены его должностные функции.
8.3.2 Все технологические
системы газотурбинной установки должны подвергаться периодическому
техническому освидетельствованию.
Техническое
освидетельствование технологических схем и электрооборудования
проводится по истечению установленного нормативно-технической
документацией срока службы, причем при проведении каждого
освидетельствования в зависимости от состояния оборудования
намечается срок проведения последующего освидетельствования.
Газотурбинная установка - в сроки в соответствии с действующими
нормативно-техническими документами и ТУ изготовителя. Здания и
сооружения - в сроки в соответствии с действующими
нормативно-техническими документами, но не реже 1 раза в 5 лет.
Техническое
освидетельствование производится комиссией, возглавляемой
техническим руководителем электростанции или его заместителем. В
комиссию включаются руководители и специалисты структурных
подразделений электростанции, представители служб
специализированных организаций и органов государственного контроля
и надзора.
Задачами технического
освидетельствования являются оценка состояния и определение мер,
необходимых для обеспечения установленного срока службы ГТУ.
Периодическое техническое
освидетельствование должно включать: наружный и внутренний осмотр;
проверку технической документации; испытания на соответствие
условиям безопасности оборудования, зданий и сооружений
(гидравлические испытания; настройка предохранительных клапанов;
испытания автоматов безопасности, грузоподъемных механизмов,
контуров заземлений).
Одновременно с
техническим освидетельствованием должна осуществляться проверка
выполнения предписаний органов государственного контроля и надзора
и мероприятий, намеченных по результатам расследования нарушений
работы газотурбинной установки и несчастных случаев при его
обслуживании, а также мероприятий, разработанных при предыдущем
техническом освидетельствовании.
Результаты технического
освидетельствования должны быть занесены в технический паспорт
газотурбинной установки.
Эксплуатация
газотурбинных установок с аварийно-опасными дефектами, выявленными
в процессе, а также с нарушениями сроков технического
освидетельствования не допускается.
8.3.3 Постоянный контроль
технического состояния оборудования производится оперативным и
оперативно-ремонтным персоналом электростанции.
Объем контроля
устанавливается в соответствии с положениями нормативных документов
и ТУ изготовителя.
Порядок контроля
устанавливается местными производственными и должностными
инструкциями.
8.3.4 Периодические
осмотры оборудования, зданий и сооружений производятся лицами,
контролирующими их безопасную эксплуатацию.
Периодичность осмотров
устанавливается техническим руководителем электростанции.
Результаты осмотров должны фиксироваться в специальном журнале.
8.3.5 Лица,
контролирующие состояние и безопасную эксплуатацию оборудования,
зданий и сооружений, обеспечивают соблюдение технических условий
при эксплуатации газотурбинных установок, учет их состояния,
расследование и учет отказов в работе оборудования и их элементов,
ведение эксплуатационно-ремонтной документации.
8.3.6 Работники
электростанции, осуществляющие технический и технологический надзор
за эксплуатацией оборудования, зданий и сооружений, должны:
организовывать
расследование нарушений в эксплуатации оборудования и
сооружений;
вести учет
технологических нарушений в работе оборудования;
контролировать состояние
и ведение технической документации;
вести учет выполнения
профилактических противоаварийных и противопожарных
мероприятий;
принимать участие в
организации работы с персоналом.
9 Требования к характеристикам ГТУ
9.1 Режимы
использования ГТУ
ГТУ должна
соответствовать общим техническим требованиям к эксплуатации,
установленным действующими нормативными документами и ТУ на изделия
конкретных типов:
ГТУ должна обеспечивать
режимы работы со следующими условиями использования:
9.2 Классы
использования (наработка):
класс A:
эксплуатация до 500 часов в год включительно с резервированием
номинальной пиковой (оперативной) мощности
класс B:
эксплуатация до 2000 часов в год включительно с номинальной пиковой
мощностью
класс C:
эксплуатация до 6000 часов в год включительно с полупиковой
мощностью
класс D:
эксплуатация до 8760 часов в год включительно с номинальной базовой
мощностью
9.3 Число пусков
(цикличность):
Диапазон I:
свыше
500 пусков в год
Диапазон II:
до
500 пусков в год
Диапазон III:
до
100 пусков в год
Диапазон IV:
до 25
пусков в год
Диапазон V:
непрерывная эксплуатация без запланированного останова для осмотра
и/или технического обслуживания в течение указанного периода.
9.4 Ресурс (срок
службы)
Газотурбинный двигатель
должен быть спроектирован и изготовлен:
Для базового
использования - (класс D и диапазон IV) на:
-
назначенный ресурс (или общий ресурс до списания) не менее 100000
часов работы под нагрузкой или на срок службы 20 лет, что раньше
наступит;
В этом случае вы можете повторить покупку документа с помощью кнопки справа.
Произошла ошибка
Платеж не был завершен из-за технической ошибки, денежные средства с вашего счета
списаны не были. Попробуйте подождать несколько минут и повторить платеж еще раз.
Если ошибка повторяется, напишите нам на [email protected] , мы разберемся.
Пуск ГПА является самым ответственным этапом в организации эксплуатации компрессорной станции. Это связано с тем, что при пуске ГПА одновременно включаются в работу очень большое количество систем как самого агрегата, так и вспомогательных систем КС, от подготовки и правильной настройки которых зависит, насколько надежно этот пуск осуществляется .
В процессе трогания роторов ГТУ начинают расти динамические нагрузки, возникают термические напряжения в узлах и деталях от перегрева ГТУ. Рост теплового состояния ведет к изменению линейных размеров лопаток, дисков, изменению зазоров в проточной части, тепловому расширению трубопроводов. При трогании ротора в первый момент не обеспечивается устойчивый гидравлический клин в смазочной системе. Идет процесс перехода роторов с рабочих колодок на установочные. Компрессор ГПА близок к работе в зоне помпажа. Через нагнетатель осуществляется большой расход газа при низкой степени сжатия, что ведет к большим скоростям, особенно для трубопроводов рециркуляции, и вызывает их вибрацию.
Пуск ГПА осуществляется с помощью пусковых устройств. В качестве основных устройств применяются турбодетандеры, работающие в основном за счет давления природного газа, который предварительно очищается и редуцируется до необходимого давления.
Схема обвязки пускового устройства и топливного газа показана на рис 6.9
.
Рис. 6.9 Принципиальная схема системы топливного и пускового газа:
ТГ – топливный газ; ПГ – пусковой газ; ВЗК – воздухозаборная камера;
ТД – турбодетандер; ОК – осевой компрессор; КС – камера сгорания;
ТВД – турбина высокого давления; ТНД – турбина низкого давления;
Н – нагнетатель; РЕГ – регенератор; РК – регулирующий кран
Пуск ГПА включает несколько этапов.
Первый этап – подготовительный, когда идет внешний осмотр оборудования для исключения посторонних предметов, проверяется крепление оборудования, подверженного вибрации, проверяется положение кранов: краны 1, 2, 4, 6 – закрыты, кран 5 – открыт, закрыты краны на линиях подачи пускового газа в турбодетандер и топливного газа в камеру сгорания.
Второй этап – путем имитации производится проверка защит и сигнализации ГПА. При этом защиты разделяются на две группы: защита КС и защита ГПА.
Защита КС – это защита цеха от загазованности, пожара, защита по давлению на выходе станции, защита от аварийных ситуаций на трассе, защита по температуре газа при входе в МГП и др.
Защита ГПА
– это защита по давлению масла в маслосистемах (не менее
0,2 кг/см 2), защита по погашению факела в камере сгорания, защита по превышению числа оборотов вала детандера, ТВД, ТНД, защита по температуре подшипников, защита по вибрации и др.
Третий этап – непосредственно пуск ГПА.
Рассмотрим типовой алгоритм запуска стационарного ГПА с полнонапорным нагнетателем. На первом этапе раскрутка ротора осевого компрессора и турбины высокого давления происходит только благодаря работе пускового устройства, а сам алгоритм протекает следующим образом. После нажатия кнопки "Пуск" включается пусковой насос масло-смазки и насос масло-уплотнения. Открывается кран № 4 и при открытом кране № 5 осуществляется продувка контура нагнетателя, в течение 15-20 с. После закрытия крана № 5 и роста давления в нагнетателе до перепада 0,1 МПа на кране № 1 производятся открытие крана № 1, закрытие крана № 4, открытие агрегатного крана № 6. При этом произошло заполнение контура нагнетателя, и такой пуск называется пуском ГПА с заполненным контуром.
Далее включается валоповоротное устройство, вводится в зацепление шестерня турбодетандера, открывается гидравлический клапан № 13. Затем открывается кран № 11, закрывается кран № 10 и отключается валоповоротное устройство. Агрегат начинает вращаться от турбодетандера.
Первый этап раскрутки заканчивается открытием крана № 12 и закрытием крана № 9.
На втором этапе раскрутка роторов производится совместно с турбодетандером и турбиной. При достижении оборотов турбокомпрессора 400÷1000 об/мин включается система зажигания и открывается кран, подающий газ на запальное устройство камеры сгорания. После зажигания через 2-3 с открывается кран № 14 и начинает осуществляться подача газа на дежурную горелку. Через 1-3 мин. после набора температуры ~ 150-200 °С заканчивается первый этап прогрева, открывается регулирующий кран РК на величину 1,5-2 мм и начинается второй этап прогрева, который продолжается ~ 40 с. Затем происходит постепенное увеличение оборотов турбины высокого давления за счет открытия регулирующего крана РК. При достижении оборотов ~ 40÷45 % от номинала турбина выходит на режим. Закрываются краны № 13 и 11, открывается кран № 10. При выходе из зацепления муфты турбодетандера заканчивается второй этап раскрутки ротора.
На третьем этапе происходит дальнейший разгон ротора турбокомпрессора путем постепенного увеличения подачи газа в камеру сгорания. При этом закрываются антипомпажные клапаны осевого компрессора, турбоагрегат переходит работать с пусковых маслонасосов на основные, приводимые во вращение уже от роторов агрегата.
При увеличении частоты вращения до величины, равной частоте вращения других нагнетателей цеха, открывается кран № 2 и закрывается агрегатный кран № 6, включается табло "Агрегат в работе".
Пуск агрегата запрещается:
При неисправности любой, хотя бы одной защиты на ГПА;
При не до конца собранных деталях и трубопроводов агрегата;
При повышенном перепаде масла на фильтрах, неудовлетворительном качестве масла, наличии утечек масла смазки и масла уплотнения;
При неустранении дефектов, обнаруженных на ГПА, до вывода в ремонт;
При вынужденной и аварийной остановках до устранения причины, вызвавшей остановку;
При неисправности системы пожаротушения и контроля загазованности, а также при обнаружении промасленных участков газоходов и воздуховодов.
Топливная система. Топливом для судовых ГТУ служат мазут, дизельное топливо и керосин. В период запуска и остановки используется легкое, менее вязкое топливо, устраняющее засорение фильтров и закоксовывание форсунок. Для улучшения процесса сжигания тяжелых сортов топлива (мазута) и устранения образования отложений в газовом тракте турбины к топливу добавляют специальные присадки.
На рис. 118 показана принципиальная схема топливной системы газотурбинной установки. В период запуска пусковой электронасос 17 подает пусковое топливо из цистерны 1 через фильтр грубой очистки 18 к пусковой форсунке 14. По достижении устойчивого горения пусковой форсунки в работу включается главный топливный насос 8 при закрытом кране 6 и открытом кране 9. Главный топливный насос направляет пусковое топливо к топливному агрегату 10 рабочих форсунок 13. Перед поступлением к форсункам топливо проходит сетчатый фильтр 11 и стоп-кран 12. Топливоперекачивающий насос 16 подает пусковое топливо через тиливоподогреватель 15 и сетчатый фильтр 7 к главному топливному насосу.
Одновременно в системе основного топлива идет подогрев мазута до требуемой температуры (порядка 393° К) для уменьшения его вязкости; при этом работает рециркуляционный контур основного топлива: мазут из расходной цистерны 2 , пройдя щелевые фильтры 3 грубой очистки, подкачивающим насосом 4 через подогреватель 5 и кран 6 возвращается обратно в расходную цистерну. Когда мазут достигнет требуемой температуры, кран 6 переводится в положение подвода мазута к рабочим форсункам 13, а кран 9 перекрывается, и пусковое топливо перекачивается обратно в запасную цистерну 1 .
Масляная система. Масляная система судовых ГТУ, как и паротурбинных, может быть циркуляционной или гравитационной напорной. К смазочным маслам судовых ГТУ предъявляются более повышенные требования, чем к маслам паротурбинных установок. Масла не только должны обладать высокими смазочными, противоизносными и противокоррозионными свойствами, но также быть устойчивыми к образованию отложений, иметь высокую температуру вспышки, не ниже 473° К, так как у некоторых ГТУ температура подшипников достигает 423-443° К.
Система охлаждения. Система охлаждения газовых турбин может быть водяной и воздушной.
На рис. 119 показана принципиальная схема воздушно-водяного охлаждения ГТУ судна «Парижская коммуна». Корпус турбины высокого давления 2 охлаждается дистиллированной водой, подаваемой центробежным насосом 5 через спаренный фильтр 6. После охлаждения корпуса ТВД дистиллированная вода через поверхностный водоохладитель 7 возвращается в цистерну 4. Охлаждение дисков турбины низкого давления 1 производится воздухом, который отбирается из промежуточной ступени компрессора 3 , а охлаждение диска турбины высокого давления 2 - воздухом, отбираемым из последней ступени компрессора.
Реверсивные устройства ГТУ. Реверс в ГТУ может быть осуществлен с помощью ТЗХ, винтов регулируемого шага (ВРШ), гидрореверсивных устройств, электропередач и реверсивно-планетарных передач. Однако в трубокомпрессорных ГТУ в связи со значительным конечным давлением газа (около 1 бара), а следовательно ростом потерь мощности на вращение турбин обратного хода и сложностью конструкций переключающего устройства ТЗХ не нашла широкого применения. В ГТУ с СПГГ объемный расход газа и его температура перед турбиной значительно меньше, чем в турбокомпрессорных ГТУ, и это уменьшает размеры переключающих органов. Для осуществления реверса в ГТУ с СПГГ применяют ТЗХ.
Применение ВРШ повышает маневренность судна, упрощает ГТУ и улучшает ее работу на нерасчетных режимах.
Гидрореверсивные устройства и реверсивно-планетарные передачи обладают компактностью, малым весом и хорошими маневренными характеристиками. Этот тип реверсивных устройств для установок большой мощности находится в стадии освоения.
Электропередача, обладая хорошими маневренными качествами, имеет значительные (для судов) весо-габаритные показатели и невысокий к. п. д.
Система управления и защиты . Эта система предназначена: для управления газотурбинной установкой при запуске, маневрах и остановке; для предупреждения аварийных состояний установки и ее защиты при превышении предельной частоты вращения или осевого сдвига роторов установки, падении давления масла и пресной воды в системах смазки и охлаждения ниже допустимых, изменениях рабочей температуры газового потока (повышение температуры, срыв факела в камере сгорания).
Управление ГТУ при запуске осуществляется путем последовательного включения и выключения пусковых устройств, а на рабочих режимах изменением подачи топлива в камеру сгорания, открытием клапанов перепуска газа в выпускной газоход и открытием заслонок противопомпажного устройства компрессора. Управление всеми этими операциями осуществляется дистанционно с пульта управления или с мостика. При выходе из строя автоматического дистанционного управления предусматривается ручное управление. Система защиты снабжается аварийно-предупредительной и информационной сигнализацией, при срабатывании которой зажигаются лампочки и включается звуковой сигнал.
На рис. 120 показана упрощенная схема управления ГТУ с ВРШ. К форсункам камеры сгорания 2 очищенное тяжелое топливо подается топливным насосом 12 через главный регулирующий орган 9, который определяет режим работы установки. Перемещение регулирующего органа 9 осуществляется с поста управления поворотом маховика 5 через кулачок 6 и пружину 4. Постоянный перепад давления масла на регулирующем органе поддерживается регулятором 3, а скорость его перемещения ограничивается регулятором приемистости 11. Подвод пускового дизельного топлива осуществляется регулятором подачи 10. Сервомотор 1 и золотник 13 обеспечивают перекладку лопастей ВРШ. Угол поворота лопастей винта задают поворотом маховика 5 через сельсин-датчик 7 и сельсип-приемпик 14, которые связаны электрически в следящую систему. Аварийный поворот лопастей ВРШ производят ручным приводом 8.
