Стартовая >> Архив >> Генерация >> Эксплуатация гидроагрегатов

Приемка гидротурбин в эксплуатацию - Эксплуатация гидроагрегатов

Оглавление
Эксплуатация гидроагрегатов
Общие сведения о гидросиловых установках
Типы гидроэлектрических установок
Общее понятие о гидравлических турбинах
Решетки, щиты, шандоры и затворы гидротурбин
Новые типы гидротурбинных установок
Турбины Френсиса
Конструктивные узлы турбины Френсиса
Турбины Каплана и пропеллерные
Конструктивные узлы турбины Каплана и пропеллерных
Турбины Пельтона
Конструктивные узлы турбины Пельтона
Автоматические регуляторы скорости гидротурбин
Регуляторы проточного и котельного типов
Узлы регуляторов проточного типа
Узлы регуляторов котельного типа
Универсальный котельный регулятор
Маслонапорные установки регуляторов котельного типа
Затворы перед турбинами
Холостые спуски
Воздухоподводящие устройства
Центробежные выключатели
Водоотливные устройства гидротурбин
Типы гидрогенераторов и их главнейшие части
Подшипники и подпятники
Система смазки и охлаждения подшипников и подпятников
Тормозные устройства
Вентиляционные установки и защитные устройства от пожара
Возбуждение гидрогенераторов
Приемка гидротурбин в эксплуатацию
Методы определения коэффициента полезного действия гидроагрегата
Приемо-сдаточная документация
Регулирование стока
Характеристики гидротурбин
Наивыгоднейшие режимы работы гидротурбин и гидростанций
Параллельная работа агрегатов
Использование агрегатов в качестве синхронных компенсаторов
Влияние износа оборудования
Понятие о себестоимости гидроэлектроэнергии
Организация эксплуатации
Периодические осмотры и испытания
Оперативно-техническое обслуживание гидроагрегатов
Управление агрегатом в процессе эксплуатации
Работа защиты и сигнализации
Уход за гидроагрегатом и контроль его работы
Перевод работы гидрогенератора в режим работы синхронного компенсатора
Техника безопасности при эксплуатации
Автоматизация гидроагрегатов
Ненормальности в работе турбин и вспомогательного оборудования
Ненормальности в работе автоматических регуляторов
Ненормальности в работе маслонапорных установок
Ненормальности в работе гидрогенераторов
Аварии гидротурбинного оборудования
Аварии оборудования гидрогенераторов
Остановка гидроагрегатов  вследствие неблагоприятных природ явлений
Ремонт гидротурбинного оборудования
Организация и нормирование ремонтных работ
Основные приемы и методы производства ремонтных работ
Техника безопасности при ревизиях и ремонтах
Запасные части гидротурбин

ГЛАВА VIII
ПРИЕМКА ГИДРОТУРБИН В ЭКСПЛУАТАЦИЮ

§ 34. Общие сведения о технических требованиях, предъявляемых к гидротурбинам

Как уже было указано в главе I, гидротурбинное оборудование для каждой гидроустановки выбирается в зависимости от энергетического баланса водотока, характера гидросооружения, графика подачи энергии потребителю, наличия наносов в воде и других факторов.
Руководствуясь этим, составляют технические условия на необходимое гидротурбинное оборудование, гарантии выполнения которого несут заводы-поставщики. В соответствии с этими техническими условиями производятся испытания отдельных механизмов и агрегата в целом.
Качества, которыми должна обладать гидротурбина в нормальных условиях эксплуатации, заключаются в следующем.

  1. Гидротурбина должна развивать мощность при любом рабочем регулируемом напоре данного водотока в пределах его изменения. При этом номинальную мощность гидротурбина должна развивать при заданном напоре. Кавитация (при заданной высоте всасывания) в течение 10 000—16 000 часов работы гидроагрегата (в зависимости от типа) не должна приводить к заметному снижению к. п. д. гидротурбины, а износ деталей не должен выходить за пределы, в которых возможен их ремонт путем электронаварки.
  2. Прочность всех деталей должна быть достаточной при работе агрегата на всех режимах, в том числе при мгновенных сбросах и набросах нагрузки, а также при кратковременном разгонном числе оборотов. (При полном открытии направляющего аппарата без нагрузки разгонное число оборотов гидротурбин типа Френсиса и Пельтона обычно в 1,8—2 раза, а типа Каплана и пропеллерных в 2,3—2,8 раза больше нормального числа оборотов).
  3. Агрегат должен работать без вибрации, без ненормальных шумов и стуков.
  4. Плотность закрытия направляющего аппарата и затворов должна быть достаточной и протечки воды не должны превосходить установленной величины.
  5. Детали, часто подвергающиеся износу, и всякого рода уплотнения должны быть сменными.
  6. Гидротурбинная установка должна иметь надежные дренажные устройства для откачки фильтрационных вод.
  7. Гидротурбинная установка должна быть снабжена надежными запорными механизмами (щиты, затворы), стопорными и тормозными устройствами.
  8. При наличии автоматического регулирования агрегат должен устойчиво работать при заданных оборотах параллельно с остальными агрегатами станции и другими агрегатами энергосистемы. При мгновенных изменениях нагрузки число оборотов агрегата и давление перед турбиной не должны превышать установленных величин. Временное увеличение числа оборотов агрегата в момент сброса полной нагрузки должно быть (нормально) не более 28—35% от нормального. При набросе полной нагрузки понижение числа оборотов должно быть не более 50% от нормального. Максимальное повышение давления перед турбиной зависит от напора и конструкции водоподводящих устройств и обычно допускается для низконапорных станций до 50—60%, средненапорных до 15—30% от нормального.
  9. Основные и вспомогательные механизмы должны иметь как автоматическое, так и ручное управление.
  10. Гидроагрегат должен иметь автоматически действующие сигнализирующие или защитные устройства от разгона, чрезмерного повышения давления в трубопроводах, перегрева подшипников и пят, падения давления в напорной установке и др., в зависимости от конструктивных особенностей агрегата.
  11. Воздушные котлы, насосы, вентили, трубопроводы и вся арматура, работающая под давлением, должны соответствовать нормам инспекции Котлонадзора. Площадки, перила, лестницы и всякого рода ограждения должны соответствовать правилам техники безопасности.

Кроме перечисленных общих требований, могут быть еще специальные, которые определяются для каждой турбины в отдельности.

§ 35. Пусковые испытания гидротурбин и вспомогательного оборудования

Испытания гидротурбинного оборудования производятся с целью проверки качества конструкций, изготовления и монтажа, правильности наладки механизмов и гарантийных данных.
Программа приемо-сдаточных испытаний составляется в соответствии с техническими условиями и согласуется между заводами-поставщиками, строительством и ГЭС. Испытания осуществляются под руководством специальной комиссии, в состав которой обычно входят представители указанных выше организаций. Вся документация по замерам и испытаниям (формуляры, характеристики, протоколы испытаний) представляет материал, на основании которого составляется паспорт турбины.
Взиду многообразия типов и разновидностей гидротурбин, программы приемо-сдаточных испытаний составляются для каждой установки в отдельности.
Ниже приводится перечень проверок и испытаний основных элементов гидротурбин различных типов и главнейшие требования, которым они должны удовлетворять. Обычно приемо-сдаточные испытания делятся на этапы и производятся в следующей последовательности: до заполнения водой водоподводящих устройств; после заполнения водой водоподводящих устройств; при вращении агрегата на холостом ходу; при вращении агрегата под нагрузкой. Затем производится определение к. п. д. турбины (см. § 36).

  1. Испытание до заполнения водой водоподводящих устройств

Проверяются:

  1. Качество масла, залитого в подпятник, регулирующую систему и подшипники агрегата, по испытательным карточкам или, если они отсутствуют, по взятым пробам.
  2. Величины зазоров в лабиринтных уплотнениях рабочего колеса и вала турбины и между рабочим колесом и камерой в турбинах Каплана. Зазоры замеряются непосредственно или проверяются по формулярам, составленным в процессе монтажа. Несимметричность не должна превышать 0,2 среднего зазора.
  3. Плотность закрытия направляющего аппарата. Верхние и нижние торцевые зазоры, заданные заводом- поставщиком, должны быть примерно равны между собой, а зазоры между лопатками допускаются до 0,1 мм и в отдельных местах до 0,3 мм.

4)  Действие смазки цапф лопаток направляющего аппарата. При нажатии масленок тавот должен выдавливаться через зазоры в цапфах лопаток.

  1. Величина натяга направляющего аппарата. После закрытия направляющего аппарата, при котором поршень сервомотора находится в крайнем положении (на упоре), снимается давление масла (при закрытых щитах); при этом поршень отходит от упора. Величина этого обратного движения и есть величина натяга, которая устанавливается в пределах 2—5 мм (и более), в зависимости от конструкции.
  2. Легкость хода направляющего аппарата и действие стопора сервомотора. Испытываются по минимальному давлению масла в сервомоторе при ходе направляющего аппарата на закрытие. При этом стопор должен сработать; минимальное давление не должно быть больше 60% нормального давления в системе регулирования.
  3. Величина полного открытия направляющего аппарата и полного разворота лопастей рабочего колеса турбины Каплана. Производится проверка кривой зависимости открытия направляющего аппарата от хода сервомотора и совпадения с показаниями шкалы регулятора; для турбин Каплана дополнительно производится проверка кривой зависимости разворота лопастей от открытия направляющего аппарата, которая должна быть близкой к комбинаторной зависимости, заданной заводом-поставщиком турбины.
  4. Центровка подшипников агрегата. Проверяется по формулярам, составленным в процессе монтажа, и путем отжатия вала на вертикальной турбине в любом направлении; при этом свобода перемещения вала у подшипника должна быть не менее 0,2 суммарного зазора в подшипнике турбины;
  5. Ручное и автоматическое управление механизма разворота лопастей турбины Каплана на пусковой угол.
  6. Действие маслонапорной установки:

а) компрессор должен работать без перерыва и подавать воздух в котел до допустимого давления в течение времени, в соответствии с его производительностью;
б) масляные насосы должны работать под нормальным давлением длительное время (не менее суток) и без перегрева в режиме порядка 1:1;
в) перепускные клапаны должны работать с перепадом давления 10—15% от номинального;
г) предохранительные клапаны котла и насосов должны сработать при превышении давления против номинального на 1—2 кг/см2;
д) реле давления должны сработать при установленных величинах и автоматически воздействовать на соответствующие механизмы: реле высокого давления — на сигнал (в последних конструкциях не применяется), реле среднего (с перепадом) давления — на включение резервного насоса и реле минимального давления — на закрытие направляющего аппарата через аварийный золотник или механизм ограничения открытия;
е) все соединения гидравлических клапанов, вентилей и трубопроводов системы регулирования должны быть достаточно плотными, без заметных протечек.

  1. Утечки воздуха и масла в системе регулирования:

а) при закрытых воздушных вентилях (маслонасос работает) в течение суток нормальный уровень масла не должен подниматься за верхний предел масломерного стекла; при закрытых вентилях и гидроклапанах (маслонасосы отключены) в течение суток нормальный уровень масла не должен опуститься за нижний предел масломерного стекла;
б) утечки через механизмы регулирующей системы, замеряемые по падению уровня масла в масломерном стекле котла в течение определенного промежутка времени, не должны превышать гарантируемых; при этой проверке маслонасос отключен, а гидроклапаны открыты;
в) давление в котле, когда агрегат остановлен и все затворы маслопроводов и воздухопроводов закрыты, не должно падать за счет утечек больше чем на 1—1,5 кг/см2 в течение 8 часов; при этом следует иметь в виду возможность некоторого снижения давления за счет охлаждения воздуха в котле.

  1. Клапаны срыва вакуума. Проверка производится быстрым нажатием на поршень катаракта до полного открытия клапана с замером его хода и времени его закрытия, которое должно быть равным 20—30 сек.
  2. Действие самовсасывающего насоса. Проверка производится заполнением водой крышки турбины из технического или иного водопровода; после первоначальной заливки насоса водой, в течение нескольких последовательных пусков (4—5 раз) насос, автоматически включаясь от поплавка, должен откачивать воду без дополнительной заливки водой; при этом насос должен работать без перегрева подшипников и сальников.
  3. Действие смазки подшипников турбины. Для баббитовых подшипников производятся включение и отключение резервно-пускового масляного насоса от поплавкового устройства; Для резинового или лигнофолевого подшипников проверяется нормальная подача воды от технического водопровода, плотность сальника и других соединений.
  4. Действие принудительной смазки подпятника и подшипников генератора. Насосы должны работать при установленном напоре, без протечек и перегрева подшипников и сальников.
  5. Действие тормоза генератора. Все поршни домкратов должны нормально перемещаться при установленном давлении без пропусков применяемой жидкости или воздуха во всей системе; при отдаче тормозов колодки их, под действием пружин, должны без задержки опускаться.
  6. Действие лекажных насосов. Насосы должны включаться и отключаться при помощи поплавкового устройства и работать без перегрева.
  7. Натяжной ролик ременной передачи. Шкив должен от руки легко проворачиваться и при повороте до упора (после обрыва ремня) должен включить сигнализацию и воздействовать на механизмы, закрывающие направляющий аппарат.
  8. Действие затворов перед турбиной. Испытываются плавность и величина хода, время открытия и закрытия на автоматическом и ручном управлении, работа быстродействующих щитов; определяется минимальное давление масла, при котором затвор автоматически закрывается.
  9. Действие холостого спуска с гидравлическим приводом. Проверяются ручное управление, плавность и величина хода, отсутствие протечек масла через уплотнения.
  10. Действие всех тавотниц и масленок, установленных на всех механизмах турбины.
  11. Действие сигнальных устройств и автоматических приборов.
  12. Состояние спирали и всасывающей трубы, в которых не должно быть посторонних предметов; действие спускного клапана спирали, плавность и величина его хода. После осмотра люки спирали и всасывающей трубы немедленно закрываются.

После перечисленных проверок составляется акт с указанием готовности агрегата к заполнению водой.

  1. Испытание после заполнения водой водоподводящих устройств

Проверяются:

  1. Действие байпасса затвора перед турбиной. Повторяется изложенное в пункте 19 раздела 1 с дополнительной проверкой уплотнений затворов и пункт 20 с определением минимального давления масла для закрытия холостого спуска с гидравлическим приводом.
  2. Действие ручного управления холостого спуска с механическим приводом — плавность, величина хода и протечки воды.
  3. Циркуляция воды через фильтры, змеевики охлаждения; работа насосов охлаждения.
  4. Протечки через неплотности спирали.
  5. Испытание при вращении агрегата на холостом ходу

Проверяются:

  1. Величина открытия направляющего аппарата при трогании турбины с места и при холостом ходе, составляющая нормально 10—15% от полного открытия.
  2. Действие смазки подшипников и подпятника агрегата. Насосы смазки (или трубки Пито) должны обеспечить нормальную подачу масла на подшипники и подпятник и додерживать установленный уровень, контролируемый через смотровые юна. При наличии резинового подшипника проверяется нормальное отступление воды из спирали.
  3. Температура подшипников и подпятника, регистрируется через небольшие промежутки времени; температура, вначале быстро нарастая, должна постепенно приближаться некоторой постоянной устойчивой величине. Обычно при масляной смазке устойчивая температура устанавливается через 1—4 часа и считается нормальной для подпятников до 35—40° для некоторых конструкций выше) и для подшипников до 25—30°  выше окружающей. Максимально допустимая температура устанавливается в период пробной эксплуатации.
  4. Уплотняющие устройства турбины и действие дренажных средств.
  5. Бой вала агрегата и вибрации опор, которые не должны превышать допустимых пределов.
  6. Действие центробежного выключателя. На ручном регулировании число оборотов агрегата доводится до повышенного (обычно на 5% больше гарантируемого повышения числа оборотов при полном сбросе нагрузки), при котором центробежный выключатель должен сработать и воздействовать через автоматические устройства на запирающие органы турбины; одновременно должна сработать сигнализация; испытание повторяется 2—3 раза.
  7. Действие автоматического регулятора. Переход с ручного управления турбиной на автоматическое и обратно должен проходить плавно, без толчков. Наблюдение ведется по движению штока сервомотора и оборотам агрегата; на автоматическом регулировании должно сохраняться постоянное число оборотов. Возвратно-поступательное перемещение (колебание) поршня сервомотора допускается в пределах 2% от полного хода; однако это перемещение не должно вызывать затруднения при синхронизации агрегата. Испытывается также действие механизма изменения числа оборотов от руки и дистанционно (через моторчик); интервал возможного изменения числа оборотов должен быть 6—8% от нормального.
  8. Действие маслонапорной установки. Испытывается режим маслонасоса при автоматическом регулировании; минимально допустимым для эксплуатации режимом считается 1 :2, т. е. когда насос по времени работает вхолостую в два раза больше, чем под давлением.
  9. Температура масла в сливном баке маслонапорной установки, которая обычно устанавливается на 15—25° выше окружающей.
  10. Утечка масла в системе регулирования и через рабочее колесо в турбинах Каплана замеряются на автоматическом регулировании. Величина утечек определяется по снижению уровня масла в масломерном стекле котла за определенный промежуток времени. Утечки масла не должны превосходить гарантированных.
  11. Испытание при вращении агрегата под нагрузкой

Испытания при вращении агрегата под нагрузкой обычно производятся на специальный водяной реостат, погруженный в верхний или нижний бьеф. Во избежание колебания нагрузки в процессе испытания, реостат должен быть установлен в таком месте, где уровень воды не колеблется. В случае отсутствия реостата, указанные испытания производятся путем подключения агрегата в сеть. Ведется наблюдение за работой механизмов, указанных в пп. 2, 3, 4, 6, 7, 8, 9 раздела 3 при различных нагрузках и, кроме того, проверяются:

  1. Гарантии регулирования путем внезапных сбросов 1/4, 1/2, 3/4 и 4/4 номинальной нагрузки и внезапных набросов и 0,5 нагрузки. При сбросах и набросах нагрузки режим агрегата фиксируется в следующей последовательности:

а) перед сбросом (или набросом) нагрузки — мощность агрегата по приборам щита, открытие направляющего аппарата по шкале регулятора, открытие рабочего колеса турбин Каплана по шкале комбинатора, число оборотов по тахометру на регуляторе, давление воды перед турбиной по манометру, вакуум во всасывающей трубе по вакуумметру;
б) в момент сброса (или наброса) нагрузки (наблюдением или самопишущими приборами) — максимальное давление перед турбиной, разрежение во всасывающей трубе, открытие холостого спуска, открытие клапана срыва вакуума, повышение оборотов агрегата, время закрытия: направляющего аппарата, холостого, спуска, клапана срыва вакуума;.
в) после сброса — время установления нового устойчивого режима агрегата, число оборотов, давление перед турбиной и вакуум во всасывающей трубе.

  1. Действие ограничителя открытия вручную и дистанционно. Контролируется снижением нагрузки при помощи ограничителя открытия.
  2. Действие механизма остающейся степени неравномерности.

Определяется постепенным набором нагрузки на реостат, последовательно ступенями по 15—20%. до полной мощности. При этом на каждой новой ступени фиксируются новая мощность N и число оборотов n; затем по этим данным строится кривая — регулировочная характеристика (см. § 41), по которой и определяется остающаяся степень неравномерности регулирования агрегата. Регулировочная характеристика должна быть близка к прямой и должна соответствовать заданной величине неравномерности, устанавливаемой в пределах 3—5%. При определении степени неравномерности механизм изменения числа оборотов должен все время находиться в неизменном положении. При отсутствии водяного реостата и при проведении испытаний агрегата непосредственно на сеть, остающаяся степень неравномерности определяется по испытаниям на сбросы нагрузки; так, если обозначим через n — нормальное число оборотов агрегата при полной нагрузке, nх — установившееся число оборотов на холостом ходу после сброса полной нагрузки, то остающаяся степень неравномерности в процентах определится из следующего соотношения:

  1. 48-часовая непрерывная работа под полной нагрузкой. При этой проверке все механизмы должны бесперебойно и безотказно работать без перегрева трущихся частей гидроагрегата,


 
« Эксплуатация генераторов   Эксплуатация электростанций, работающих при сверхкритических параметрах »
электрические сети