РТМ 24.020.30-75 Методика испытаний парогазовых установок

2.1.1. Единство рабочих процессов в парогенераторах ПГУ и агрегатах газовой ступени, где продукты сгорания топлива одновременно являются теплоносителем и рабочим телом, как правило, не допускает проведения автономных испытаний этих агрегатов.

Высоконапорные парогенераторы не могут работать без газотурбинных агрегатов.

Низконапорные парогенераторы могут работать без ГТА, однако длительная работа в таком режиме нецелесообразна в связи со снижением экономичности блока.

Примечание. Автономный режим работы парогенератора для схемы ПГУ с НПГ рассматривается как аварийный, для которого рекомендуется проводить только оценочные опыты при режимно-наладочных испытаниях.

2.1.2. Включение последовательного или параллельного подогрева воды в регенеративных паровых и газоводяных подогревателях делает малопредставительными автономные балансовые испытания паровых турбин блока ПГУ, так как изменение параметров продуктов сгорания или расхода воды через газоводяные подогреватели приводит к существенному изменению как расходов и параметров пара в регенеративных отборах, так и теплотехнических показателей паровой турбины. Проведение автономных балансовых испытаний паровой турбины не рекомендуется.

2.1.3. Фактические показатели всех агрегатов при работе на гарантийных режимах рекомендуется определять только при комплексном испытании блока ПГУ.

2.1.4. Сопоставление фактических и гарантийных характеристик блока ПГУ проводится по результатам испытаний при близких к расчетным температуре и давлении атмосферного воздуха путем введения поправок на отклонение атмосферных условий от их расчетных значений.

Поскольку понижение давления и увеличение температуры атмосферного воздуха приводят к снижению его расхода, мощности собственно ГТА и блока ПГУ в целом, результаты испытаний при параметрах воздуха, отличных от номинальных, рекомендуется использовать только для составления режимных карт и норм удельного расхода топлива.

Определение технико-экономических показателей следует производить при среднегодовых и среднесезонных атмосферных условиях.

2.2.1. Испытания при частичных нагрузках ПГУ проводятся при постоянных параметрах продуктов сгорания перед газовой турбиной, обеспечивающих максимальную экономичность блока ПГУ в рабочем диапазоне нагрузок. Исключением являются ПГУ с ВПГ без дополнительной камеры сгорания (ДКС), где температура газов перед турбиной, являясь производной от нагрузки парогенератора, не может регулироваться.

Минимальная величина нагрузки ПГУ, до которой сохраняется постоянная температура газов перед газовой турбиной, определяется достижением равенства газового и водяного эквивалентов в газоводяных подогревателях при подаче через них всего расхода конденсата или опытным режимом, показывающим, что дальнейшее увеличение потерь тепла с уходящими газами не компенсируется возрастанием доли мощности ГТА в общей мощности ПГУ.

На режиме минимально устойчивой нагрузки парогенератора температура газов перед газовой турбиной принимается по данным режимно-наладочных испытаний с учетом обеспечения минимально возможного удельного расхода топлива в блоке ПГУ.

2.2.2. При одновальных ГТА парогенераторы ПГУ на балансовых режимах при частичных нагрузках должны работать с повышенными коэффициентами избытка воздуха в топке. Величина коэффициента избытка воздуха в топочной камере определяется по результатам режимно-наладочных испытаний из условий обеспечения постоянной температуры перегретого пара при надежной работе ДКС в схемах ПГУ с ВПГ и пароперегревательных поверхностей нагрева в схемах ПГУ с НПГ. Избыточное количество воздуха или газов от предвключенной газовой турбины в схемах ПГУ с ВПГ байпасируется на ДКС, а газов в схемах ПГУ с НПГ - в зону перед экономайзером, где температуры смешивающихся потоков примерно одинаковы.

2.2.3. При параллельном включении регенеративных паровых и газоводяных подогревателей расход воды через последние при частичных нагрузках должен оставаться номинальным. Сохранение постоянного расхода воды через газоводяные подогреватели при снижении нагрузки обеспечивается за счет прикрытия регулирующей арматуры на линиях подвода воды к ПНД и ПВД. После выключения ПНД постоянный расход через газоводяной подогреватель низкого давления обеспечивается подачей воды через линию рециркуляции на конденсатор или в напорную линию конденсатных насосов.

Примечание. При балансовых испытаниях допускается закрытие регулирующей арматуры на линиях подвода воды к ПНД и ПВД до положения, сохраняющего минимальную протечку, необходимую для обеспечения безопасной работы блока ПГУ при открытой запорной арматуре регенеративных отборов пара.

3.1.1. Организация, подготовка и проведение испытаний блоков ПГУ должны быть согласованы с заинтересованными сторонами на основе настоящих руководящих технических материалов и технических условий на поставку оборудования.

3.1.2. Программа испытаний должна содержать:

- вид и цель испытания;

- объем и схему измерений;

- описание состояния оборудования;

- перечень режимов работы блока ПГУ при испытаниях;

- количество и длительность опытов;

- перечень лиц, ответственных за проведение испытаний;

- календарный график выполнения программы испытаний.

3.2.1. Тепловая схема блока ПГУ при испытаниях должна соответствовать принятой при проектировании установки. Если фактическая тепловая схема отличается от проектной, то результаты испытаний должны быть скорректированы соответствующими поправками, учитывающими эти отклонения.

3.2.2. При испытаниях парогазовая установка должна находиться в состоянии, обеспечивающем проведение режимов, предусмотренных программой испытаний. К началу балансовых и гарантийных испытаний заводы-изготовители ВПГ, ГТА и ПТ должны подтвердить их представительность к проведению испытаний.

3.2.3. Условия работы ПГУ с ВПГ в период испытаний определяются согласно табл.1.

Таблица 1

Условия работы ПГУ со сбросом газов в котел во время испытаний определяются по нормам ПСУ [1, 2].

3.3.1. Схема измерений должна предусматривать измерение всех величин, необходимых для выполнения предусмотренного объема испытаний. Необходимо обеспечить дублирование измерений параметров свежего пара, пара промперегрева и выхлопа, расходов топлива, электроэнергии на клеммах генераторов паровой и газовой турбин, а также других наиболее ответственных величин, перечень которых устанавливается заинтересованными сторонами.

3.3.2. Независимо от вида испытаний все измерения должны производиться с максимальной точностью при постоянной тепловой нагрузке установки ().

3.4.1. Показания приборов во время испытаний записываются в журналы наблюдений.

3.4.2. На каждый прибор заводится свой журнал наблюдения, в котором указываются номер прибора, дата и время записей.

3.4.3. Периодичность и длительность записей определяет руководитель испытаний, исходя из условий получения наиболее достоверных данных о работе оборудования в исследуемых режимах. При использовании счетчиков для определения выработки электроэнергии паровой и газовой турбин и расхода электроэнергии на собственные нужды, а также счетчиков расходов питательной воды, свежего пара, газообразного и жидкого топлива отсчет показаний счетчиков необходимо фиксировать в начале и конце опыта.

3.4.4. Руководители постов наблюдений проверяют правильность и четкость записей, после чего журналы должны быть подписаны наблюдателями и завизированы руководителями постов наблюдений. После окончания испытаний журналы наблюдений сдаются руководителю испытаний.

3.5.1. Установка измерительных приборов и приспособлений для всех видов испытаний должна выполняться согласно правилам техники безопасности и правилам технической эксплуатации, принятым на электростанциях.

3.5.2. Для проведения испытаний применяются приборы и приспособления, выпускаемые промышленностью [12]. Допускается применение специальных приборов и приспособлений, прошедших соответствующую градуировку.

3.6.1. Измерительные приборы должны быть проградуированы непосредственно перед испытаниями. Для особо точных замеров отдельные приборы должны проходить повторную градуировку после окончания испытания.

3.6.2. Градуировка приборов производится по инструкциям и методическим указаниям Госстандарта СССР.

3.6.3. Градуировка специальных приборов и приспособлений производится на стендах предприятия-изготовителя. На каждый прибор составляется паспорт, в котором указываются все характеристики изготовленного прибора или приспособления.

4.3.1. По паротурбинному агрегату определяются:

• мощность электрогенератора паровой ступени ПГУ;

• расход и параметры свежего пара;

• расход и параметры пара на входе и выходе промежуточного пароперегревателя;

• расход и параметры отработавшего пара;

• параметры конденсата;

• расход и параметры регенеративных отборов;

• температура дренажа греющего пара регенеративных отборов;

• расход конденсата (питательной воды) на газоводяные подогреватели высокого и низкого давления;

• расход и параметры воды на входе и выходе питательного насоса;

• расход и параметры воды за регенеративными подогревателями высокого давления, включенными последовательно с газоводяными подогревателями;

• то же, для регенеративных подогревателей, включенных параллельно с газоводяными подогревателями;

• расход и параметры пара, подаваемого на уплотнения паровой турбины и турбопривод;

• расход и параметры добавляемой воды;

• расход и параметры утечек пара из уплотнений, возвращаемых в систему;

• расход и параметры внешних утечек пара;

• мощность, расходуемая на собственные нужды паротурбинного агрегата;

• расход и параметры охлаждающей воды на входе и выходе конденсатора.

4.3.2. По парогенератору ПГУ определяются:

• расход топлива на парогенератор;

• теплота сгорания и состав топлива;

• расход и параметры пара после парогенератора;

• расход и параметры питательной воды на входе в парогенератор;

• параметры воздуха (газа) на входе в топку парогенератора;

• коэффициент избытка воздуха в газах на входе в парогенератор (для ПГУ с НПГ и ПГУ с ВПГ и сложной схемой газовой ступени);

• температура и состав газов в сечениях ВПГ за частью парогенератора высокого давления (за основным или промежуточным пароперегревателем), перед экономайзером и за ним; для НПГ перед экономайзером и за ним;

• состав газов на выходе из топки;

• мощность собственных нужд парогенератора;

• положение воздухораспределительного клапана (для ПГУ с ВПГ).

4.3.3. По газовой ступени ПГУ определяются:

• параметры наружного воздуха;

• расход и параметры воздуха на входе и выходе компрессоров;

• расход воздуха на охлаждение газовой турбины;

• расход воздуха на утечки;

• расход и параметры воды на входе и выходе промежуточного воздухоохладителя для сложной схемы газовой ступени;

• параметры газов на входе и выходе газовых турбин;

• мощность электрогенератора;

• мощность, потребляемая агрегатами собственных нужд газовой ступени;

• сопротивления газовоздушного тракта высокого и низкого давления.

4.3.4. По газоводяным подогревателям определяются параметры и расходы:

• воды на входе и выходе газоводяных подогревателей;

• газов до газоводяных подогревателей и после них.

4.3.5. Принципиальная схема измерений при балансовых испытаниях дана на черт.1.

4.4. Цель режимно-наладочных испытаний блоков ПГУ - наладка оборудования вновь вводимых, реконструируемых или действующих ПГУ, составление эксплуатационных режимных карт работы блока ПГУ.

Составление теплового баланса по установке в целом при этих испытаниях не обязательно.

4.5. Минимальный объем величин, определяемых при режимно-наладочных испытаниях ПГУ, следующий:

• паропроизводительность парогенератора блока ПГУ;

• мощность электрического генератора паровой ступени;

• мощность электрического генератора газовой ступени;

• расход и параметры свежего пара;

• расход и параметры пара на входе и выходе промежуточного пароперегревателя;

• расход топлива на блок ПГУ;

• расход топлива на парогенератор блока ПГУ;

• расход топлива в КС;

• температура газов за парогенератором блока ПГУ;

• температура газов перед газовыми турбинами блока ПГУ;

• мощность собственных нужд паровой и газовой ступени блока ПГУ;

• сопротивление регистров парогенератора блока ПГУ;

• сопротивление всаса компрессора;

• давление воздуха за компрессором;

• положение воздухораспределительного клапана;

• расход и параметры наружного воздуха;

• расход и параметры воды за регенеративными подогревателями, включенными последовательно с газоводяными подогревателями.

4.6. Гарантийные испытания ПГУ проводятся по программе балансовых испытаний на режимах работы блока ПГУ, принятых при расчете гарантий.

5.2.1. Целью испытаний топочных устройств парогенераторов ПГУ является выявление условий надежной и экономичной работы топочных устройств при различных нагрузках и коэффициентах избытка воздуха.

5.2.2. При испытаниях топочных устройств определяются:

• суммарное тепловосприятие экранов и полнота выгорания в выходном сечении топки;

• распределение температуры и состава продуктов горения по высоте топочной камеры;

• падающие и воспринятые тепловые потоки;

• скорости газов;

• потери от химического и механического недожога;

• концентрация окислов азота и серы.

5.2.3. Испытания проводятся на нагрузках парогенератора в диапазоне 40-100% от номинальной при различных коэффициентах избытка воздуха. При этом производятся общие замеры: паропроизводительности, давления перегретого пара, температуры перегретого пара, давления котловой воды в барабане, температуры питательной воды, расхода топлива, расхода воздуха на горение, давления воздуха на горение, температуры воздуха на горение, температуры пара промперегрева. Выполняются также специальные замеры: температур газов по сечению и по высоте топочного объема, концентраций продуктов горения по сечению и высоте топки, падающих лучистых потоков, локальных значений воспринятых тепловых потоков, температур металла экранных труб и среды, величин механического недожога.

5.3.1. Целью испытаний является проверка надежности работы конвективных поверхностей нагрева и соответствия их характеристик проектным.

5.3.2. При испытаниях конвективных поверхностей нагрева исследуются поверхности пароперегревателей, экономайзеров и газоводяных подогревателей.

5.3.3. При испытаниях определяются: температурный режим металла поверхностей нагрева, характеристики конвективного теплообмена, срок службы наиболее подверженных коррозии поверхностей нагрева.

5.3.4. Испытания проводятся в диапазоне нагрузок 40-100% от номинальной при различных значениях коэффициента избытка воздуха в топке парогенератора.

5.3.5. При испытаниях проводят следующие замеры:

• общих показателей режима работы: (расхода топлива, паропроизводительности, давления, температуры пара и т.д.);

• температуры металла труб по ширине газохода на выходе и входе.

Примечание. При исследовании перегревательных поверхностей нагрева рекомендуется применять радиометрические вставки (черт.20 и п.1.9 приложения 1);

температуры газовых полей до пакетов конвективных поверхностей нагрева и после них;

состава газов в точках измерения температур;

перепада давлений парового (водяного) и газового трактов пакетов конвективных поверхностей нагрева;

скорости коррозии поверхностей нагрева.

5.4.1. Целью тепловых испытаний газотурбинного агрегата в ПГУ является определение характеристик элементов газотурбинного агрегата с учетом специфических особенностей их работы в ПГУ.

5.4.2. При испытаниях определяются следующие характеристики газотурбинного агрегата: тепловой баланс элементов ГТА, коэффициенты полезного действия агрегатов газовой ступени.

5.4.3. Испытания проводятся в широком диапазоне нагрузок парогенератора при поддержании номинальной температуры газов перед турбинами за счет камер сгорания ПГУ.

5.4.4. При испытаниях производят следующие замеры:

• расхода, температуры и давления воздуха на всасе компрессоров;

• температуры и давления воздуха за компрессорами;

• температурных полей и давлений газов перед газовыми турбинами;

• температуры и давления газов за газовыми турбинами;

• коэффициента избытка воздуха перед турбинами и за ними;

• сопротивления газовоздушного тракта;

• расход воздуха на охлаждение газовой турбины;

• утечки воздуха и газа по трактам ПГУ.

5.5.1. Целью гидравлических испытаний парогенераторов ПГУ является проверка надежности испарительных поверхностей нагрева, а в ряде случаев выяснение причин их повреждения, получение данных, уточняющих расчетные рекомендации, подбор шайбования труб.

5.5.2. При гидравлических испытаниях головных и реконструированных образцов парогенераторов в каждой группе циркуляционных контуров, сходных по компоновке и условиям обогрева, исследуется один контур, испытания серийных парогенераторов проводятся на наиболее теплонапряженных контурах. В парогенераторах с естественной циркуляцией, имеющих ступенчатое испарение, в число исследуемых обязательно входят контуры солевых отсеков. В прямоточных парогенераторах рекомендуется исследовать элементы нижней радиационной части (НРЧ) одного потока корпуса, в отдельных случаях производятся испытания средней радиационной части (СРЧ).

5.5.3. При гидравлических испытаниях парогенераторов определяются: температурный режим испарительных поверхностей нагрева, показатели гидравлических характеристик испарительных труб и других элементов контуров.

5.5.4. Испытания проводятся в широком диапазоне нагрузок парогенератора и при особых эксплуатационных условиях, ухудшающих гидравлический режим, а именно: при изменении обогрева контуров из-за отключения части горелок, при переходе с одного вида топлива на другой, при совместном сжигании разных видов топлива, при сбросах давления.

В барабанных парогенераторах дополнительно проверяются режимы при сниженных уровнях воды в барабане, а в прямоточных - при растопках и на разных ступенях давления при работе на скользящих параметрах.

5.5.5. При проведении гидравлических испытаний необходимо измерять общие данные режима (расход топлива, паропроизводительность парогенератора, давление пара, температуру питательной воды и пр.) и показатели гидравлического режима: при многократной принудительной циркуляции - производительность и напор циркуляционных насосов, средние скорости циркуляции (весовые скорости) в испарительных трубах выбранных контуров и в разверенных трубах, перепады давления в опускных и испарительных трубах; при естественной циркуляции - средние скорости циркуляции, скорости в разверенных испарительных трубах исследуемых контуров, полезные напоры испарительных труб (при наличии промежуточных коллекторов каждого элемента отдельно), скорости воды и сопротивление водоподводящих труб исследуемых контуров. В прямоточных парогенераторах необходимо измерять расходы и температуры среды в подводящих трубах исследуемых элементов (в парогенераторах сверхкритического давления температуры среды измеряется до каждого исследуемого элемента и после него), весовые скорости в разверенных обогреваемых трубах исследуемых элементов, перепады давления в элементах. Измеряются температуры металла и тепловые потоки на участках испарительных труб с наибольшими тепловыми потоками (вблизи ядра факела, у пережима топки), наибольшей энтальпией среды (на выходе из топки, на верхних обогреваемых участках), а в парогенераторах сверхкритического давления дополнительно в зоне максимальной теплоемкости среды. Эти измерения выполняются согласно указаниям пп.6.9.2-6.9.4 и подраздела 6.10.

В ряде случаев целесообразно измерение перепадов давлений в других элементах контура для сопоставления с напором насосов, а также измерение сопротивления пароотводящих систем и сепарационных устройств.

5.6.1. Целью теплохимических испытаний является приведение качества пара в соответствие с нормами и организация эффективной работы внутрикотловых устройств. При теплохимических испытаниях проверяется:

• надежные условия работы сепарации при возможных стабильных минимальных и максимальных нагрузках ПГУ (около 50-100%);

• влияние режима непрерывной продувки на качество котловой воды и пара постепенным уменьшением величины непрерывной продувки до 0,5%;

• правильность выбора верхних пределов для настройки автоматики по уровню воды в барабане до плюс 150-200 мм;

• влияние на качество пара сбросов и наборов нагрузки при скорости изменения нагрузки около 30% за 5-6 с.

Остальные задачи теплохимических испытаний определяются конкретными условиями в соответствии с указаниями п.1.2 работы [4].

5.6.2. В объем химических анализов входит определение:

• кремнесодержания и содержания Na во всех пробах;

• рН питательной и котловой воды;

• содержания фосфатов в котловой воде.

5.6.3. Программа теплохимических испытаний должна составляться согласно данным работы [4] применительно к котлам с одноступенчатой схемой испарения.

5.6.4. Теплохимические испытания должны проводиться не ранее чем через 700-1000 ч эксплуатации ПГУ после приемки ее из монтажа и не менее чем через 2-3 дня после вывода ПГУ из резерва.

5.6.5. Перед каждым опытом должна проверяться и фиксироваться кратность упаривания всех солемеров ЦКТИ, используемых во время опыта, чтобы обеспечить эксплуатацию их в соответствии с инструкцией.

5.6.6. Периодичность отбора концентрированных проб на стабильных режимах должна равняться 1 ч. В опытах со сбросом и набором нагрузки, а также подъемом уровня в барабане контроль ведется по показаниям прибора МСР 1-113, периодичность отбора проб должна быть не более 20-25 мин.

5.6.7. Особенность теплохимических испытаний ВПГ с принудительной циркуляцией заключается в следующем. Применение в указанных парогенераторах одноступенчатой схемы испарения вместо двухступенчатой, принятой для барабанных котлов с естественной циркуляцией, обуславливает более жесткие требования по содержанию кремниевой кислоты в питательной воде. Роль непрерывной продувки в изменении кремнесодержания котловой воды и пара при этом повышается.

До получения экспериментальных данных предварительная оценка допустимого кремнесодержания питательной воды и размера непрерывной продувки парогенератора должна производиться на основании расчета по следующим уравнениям баланса:

;                                (1)

     
;                   (2)

     
,                                       (3)

где , , - кремнесодержание питательной воды, котловой воды и воды на сливе с промывочного устройства, мкг/кг;

, - коэффициенты уноса из котловой воды и с промывочного устройства;

- коэффициент, равный 0,5 в случае сброса 50% питательной воды помимо промывочного устройства;

- величина продувки парогенератора.

Коэффициенты уноса кремниевой кислоты определяются по табл.2.

Таблица 2

Содержание кремниевой кислоты в паре принимается в соответствии с ПТЭ.

5.7.1. Целью водно-химических испытаний является определение условий, обеспечивающих длительный межпромывочный период работы парогенератора и отсутствие коррозионных повреждений пароводяного тракта.

5.7.2. Водно-химические испытания проводятся:

• при вводе ПГУ в эксплуатацию;

• после проведения реконструкции поверхностей нагрева ВПГ;

• при повреждениях, связанных с водным режимом;

• при переходе с одного вида топлива на другой.

5.7.3. Объем испытаний:

• испытания установки для подготовки добавочной воды;

• испытания установки для очистки турбинного конденсата;

• исследование поведения примесей воды при пуске и длительной эксплуатации;

• определение оптимального режима консервации;

• организация рационального режима коррекционной обработки питательной и котловой воды.

5.7.4. При водно-химических испытаниях проводятся кратковременные и длительные опыты. Кратковременные опыты длятся около 8 ч в сутки в течение всего периода испытаний. Этими опытами выявляется поведение загрязнителей пароводяного тракта путем анализа проб воды или пара. В качестве конечных результатов принимаются средние данные кратковременных опытов за период испытаний. Контроль осуществляется по показателям, приведенным в табл.3.

Таблица 3

5.7.5. Во время кратковременных испытаний определяется: соответствие качества добавочной воды проектным показателям, степень гидравлической плотности конденсатора, эффективность работы конденсатоочистки, степень загрязненности кислородом тракта низкого давления, эффективность работы деаэратора, места наибольшего загрязнения питательной воды продуктами коррозии, степень осаждения загрязнений, эффективность режима консервации оборудования.

5.7.6. Определение загрязнения питательной воды продуктами коррозии проводится при различных режимах ее аммиачно-гидразинной обработки с целью установления оптимального режима. Для контроля за коррозией в опытах следует определять прирост содержания водорода. Оптимальный режим проверяется длительными опытами с коррозионными образцами, устанавливаемыми в питательном тракте на срок не менее полугода.

5.7.7. Определение степени осаждения примесей питательной воды в испарительных поверхностях нагрева проводится при различных режимах коррекционной обработки котловой воды (фосфатирование, трилонирование и т.д.). Оптимальный режим соответствует минимальной осаждаемости примесей при минимальном приросте водорода и проверяется длительными опытами с установкой контрольных образцов экранных труб.

5.7.8. Эффективность режима консервации оборудования определяется по уровню содержания соединений железа и водорода в пробах среды при пусках. Надежная консервация соответствует минимальному содержанию водорода в питательной воде и паре в течение первых 24 ч после пуска.

6.1.1. На участках газового тракта блока ПГУ с температурой выше 700 °С измерение температур для построения полей и отбор продуктов сгорания для анализа рекомендуется производить охлаждаемыми передвижными пирометрами с газозаборными трубками круглого или эллиптического сечения с прососом газов (для ПГУ с НПГ - термопарами с отсосом газов, показанными на черт.2). Пирометры эллиптического сечения применяются при ограниченных горизонтальных размерах лючков.

6.1.2. Перемещение пирометров в газовом тракте при давлении более 1,5 кгс/см (0,15 МПа) следует производить с помощью специальных передвижных устройств (черт.3).

6.1.3. В местах установки пирометров по тракту продуктов сгорания высокого давления следует применять лючки-гляделки со шлюзовыми устройствами и уплотнениями типа, указанного на черт.4.

6.1.4. Измерение температур продуктов сгорания рекомендуется производить:

• в диапазоне 1000-1800 °С - термопарами типа ПР 30/6, стабильно работающими в окислительной среде;

• в диапазоне 600-1000 °С - хромель-алюмелевыми термопарами (ХА) с диаметром электродов 0,5-0,7 мм;

• в диапазоне 100-600 °С - хромель копелевыми термопарами (ХК).

6.1.5. Для длительного измерения температуры продуктов сгорания до 1000 °С рекомендуется использовать стационарные неохлаждаемые термопары и гребенки термопар.

6.1.6. В качестве регистрирующих приборов для передвижных пирометров рекомендуется применять самопишущие многоканальные милливольтметры с нормирующими преобразователями. Допускается применение одноточечных самопишущих потенциометров.

6.1.7. Отбор проб газа для анализа продуктов сгорания осуществляется через газоотборную трубку пирометра в ВПГ и ДКС под естественным давлением; в НПГ применяются стандартные отсосные устройства. Относительные объемные концентрации кислорода О и углекислого газа СО определяются на газоанализаторе ГХП-3М, а концентрация продуктов неполного сгорания - на хроматографических газоанализаторах типа ГАЗОХРОМ 3101 или ГСТЛ-3.

Анализ газов для определения содержания сернистого газа и окислов азота производится с помощью переносного прибора УГ-2а с периодической его тарировкой согласно методике ЦКТИ.

6.1.8. Определение механического недожога осуществляется с помощью прибора "Протон-1". Отбор сажи производится сажеотборным зондом (черт.6) или по методу, предложенному в методике [1].

6.2. Измерения температур и давлений пара, воды и воздуха при тепловых испытаниях

6.3.2. Измерение расходов жидких и газообразных сред (вода, пар, газообразное топливо, жидкое топливо, воздух, продукты сгорания) производится с помощью диафрагм, сопел, труб Вентури, трубок Прандтля, стержневых трубок.

6.3.3. Техника и методы измерения расходов при помощи диафрагм или сопел должны отвечать требованиям Правил 28-64 [2].

При отсутствии в воздуховоде необходимого прямолинейного участка определение расхода производится с помощью трубок Прандтля и построения полей скоростей. Для измерения небольших расходов воздуха (на охлаждение узлов газовой турбины, утечки через антипомпажный клапан и т.д.) рекомендуется применять трубки Пито.

При невозможности измерения расхода продувки с помощью диафрагм и дифманометров он может быть определен по сухому остатку питательной и котловой воды.

6.3.4. Перепад давления на сужающих устройствах рекомендуется измерять дифманометрами класса 0,2. Для трубок Прандтля и Пито рекомендуется применять микроманометры.

6.4. Измерения параметров топлива и определение его характеристик

6.6.2. При диаметре труб до 40 мм включительно стержневая трубка устанавливается так, чтобы отверстия на скосах ножа находились на оси трубы. При больших диаметрах труб стержневая трубка устанавливается на треть внутреннего диаметра.

6.6.3. Места установки стержневых трубок следует выбирать на прямых участках труб так, чтобы расстояние от предшествующего местного сопротивления было не менее 10 калибров внутреннего диаметра трубы. Стержневые трубки по окружности вертикальных труб устанавливаются в любом месте, а на горизонтальных и наклонных трубах - сверху или снизу.

6.6.4. Импульсные линии должны отходить от стержневой трубки в одной горизонтальной плоскости на длину не менее 200 мм.

6.6.5. Для измерения перепадов статического давления в элементах парогенераторов используются одиночные отверстия с примыкающими к ним штуцерами (черт.9, ). При измерении малых перепадов давления применяются трубки Нифера (черт.9, б ). Для уменьшения погрешности измерений рекомендуется устанавливать датчики по возможности в местах с пониженной скоростью потока: у торцов коллекторов, на нижних патрубках водомерных колонок барабанов и пр.

6.6.6. Перепады давления в элементах парогенератора и динамические напоры, измеренные стержневыми трубками, рекомендуется регистрировать приборами типа ДМ с ДС или ВФС. В отдельных случаях, при необходимости регистрировать быстропеременные или малые величины, следует использовать двухдиапазонные сильфонные датчики с передачей сигнала на одноточечные или многоточечные регистрирующие потенциометры через многоканальные диапазонные преобразователи ЦКТИ [3].

6.7. Измерения при теплохимических испытаниях

6.7.2. Все точки отбора пара и воды, приведенные на черт.10, кроме точки отбора котловой воды, должны быть присоединены к солемеру ЦКТИ с дегазацией и обогащением пробы по ОН 650-60 - ОН 662-60. Точка отбора котловой воды соединяется со змеевиковыми холодильниками.

6.7.3. Все остальные требования к выполнению схемы контроля качества воды и пара должны соответствовать требованиям работы [4].

6.7.4. Для отбора проб пара и воды применяются пробоотборные устройства, рекомендованные в работе [4], за исключением пробоотборников насыщенного пара до паропромывочного устройства и до жалюзи.

6.7.5. Для отбора проб насыщенного пара до паропромывки применяется пробоотборное устройство, указанное на черт.11.

6.7.6. Для отбора проб насыщенного пара до жалюзийного сепаратора применяется пробоотборное устройство, указанное на черт.12.

6.7.7. Все требования к выбору сечений пробоотборных устройств и качеству их изготовления должны соответствовать требованиям работы [4].

6.7.8. Пробопроводные линии следует выполнять из труб диаметром 16х2,5 или 14х2 мм из стали марки Х18Н10Т.

6.7.9. Расход пробы, выведенной на солемер ЦКТИ, регулируется при помощи специальной дроссельной приставки, входящей в комплект солемера (черт.13). Этот же дроссель применяется для регулирования расхода проб на холодильники.

6.8. Измерения при водно-химических испытаниях

6.9.2. Для измерения воспринятых тепловых потоков рекомендуется применять радиометрические вставки (примеры конструкции даны па черт.18-22). Особенности их изготовления и установки указаны в приложении 1.

6.9.3. Радиометрические вставки (черт.18-22) устанавливаются для исследовательских испытаний с таким расчетом, чтобы характеризовать тепловые потоки и их распределение в испарительных и перегревательных поверхностях нагрева. Объем измерений определяется конкретными задачами испытаний.

6.9.4. После оснащения радиометрических вставок термопарами они градуируются для определения действительного положения спаев термопар.

6.10. Измерение температур металла поверхностей нагрева

6.10.2. Температурные вставки (черт.24 и 25) устанавливаются в зоне максимальных значений тепловых потоков (вблизи ядра факела, на пережимах топки и пр.).

Эти измерения являются обязательными при испытаниях теплонапряженных участков поверхностей нагрева головных образцов парогенераторов и при наблюдениях за внутренними загрязнениями труб.

6.10.3. Термопары, измеряющие температуру среды на необогреваемых участках труб, устанавливаются в гильзах или зачеканиваются на наружной поверхности труб. Толщина стенки гильзы в месте установки спая термопары не должна быть более 1,5-2,0 мм. В обоих случаях термопары рекомендуется прокладывать по трубе на длине 100-200 мм под теплоизоляцией.

6.10.4. В качестве вторичных приборов для записи показаний термопар рекомендуется применять электронные многоточечные потенциометры. Замеры на наиболее нагруженных участках труб рекомендуется производить одноточечными электронными потенциометрами.

6.11. Измерительные устройства и приспособления

7.1.1. Осреднение измеряемых параметров по сечениям газового тракта блока ПГУ рекомендуется производить по формуле

,                                                 (4)

где , , - средние значения температуры, концентрации продуктов горения и потери от недожога;

- число измерений;

- площадь в районе точки замера.

Если измерения производятся в точках, расположенных в центрах равновеликих площадей, то уравнение (4) упрощается:

.                                             (5)

7.1.2. Определение значений коэффициентов избытка воздуха и потерь от химической неполноты сгорания производится по формулам:

;                           (6)

     
%,                           (7)

     
где , , , , , - замеренные концентрации продуктов сгорания;

     
%,

     
где , - содержание углерода и серы в исходном топливе.

7.2.1. Определение расходов сред (жидкое и газообразное топливо, пар, вода, воздух, продукты сгорания) при применении различного типа сужающих (дроссельных) устройств производится по методике, изложенной в Правилах 28-64 [2].

7.2.2. При дублировании измерений расходов осреднение показаний производится на основании показаний дифманометров по среднеарифметическому значению квадратных корней.

7.2.3. При невозможности установки расходомерных устройств в газовоздушном тракте ПГУ расходы воздуха и газа могут быть приближенно определены по расходным характеристикам компрессоров и газовых турбин.

7.2.4. Обработка результатов измерения давлений различных сред проводится с учетом поправок к средней величине давления за время опытов. Поправки определяются по формулам Правил 28-64 [2].

7.2.5. Порядок поправок необходимо оценивать при первых опытах. При последующих опытах можно определять только те поправки, которые могут повлиять на результат измерений.

7.3.1. Для ПГУ рекомендуется обработка экспериментальных данных с определением условного КПД парогенератора, отнесенного к суммарному расходу тепла на установку:

,                                    (8)

     
где - потеря тепла с уходящими газами, определяемая по формуле

     
%.                                                  (9)

Здесь , - энтальпия уходящих газов и наружного воздуха, отнесенная к 1 кг (или 1 м при нормальных условиях) топлива, используемого в ПГУ, ккал/кг (кДж/кг).

В формуле (8) , - потери тепла от химической и механической неполноты сгорания в парогенераторе и камере сгорания ПГУ, определяемые по "Тепловому расчету котельных агрегатов"; - потери с наружным охлаждением парогенератора, камер сгорания, газовоздуховодов.

7.4.1. Суммарный расход топлива на ПГУ определяется следующим образом:

по балансу тепла по ПГУ в целом

кг/ч (кг/с);                             (10)

по балансу тепла перед газоводяными подогревателями

кг/ч (кг/с),         (11)

где - энтальпия газов перед газоводяными подогревателями, ккал/кг (кДж/кг).

Величина, определенная по формулам (10) и (11), сравнивается с суммарным расходом топлива, определенным прямым измерением.

7.4.2. Расход тепла в паровой части цикла при нагреве воды в экономайзерах, испарении и перегреве пара в основном и промежуточном пароперегревателе определяется по формуле:

ккал/ч (кДж/с),        (12)

где , - расход пара через основной и промежуточный пароперегреватели соответственно, кг/ч (кг/с);

и - энтальпии перегретого пара и питательной воды на входе в экономайзер соответственно, ккал/кг (кДж/кг);

- приращение энтальпии пара при промежуточном перегреве, ккал/кг (кДж/кг);

- расход воды на продувки парогенератора, кг/ч (кг/с);

- энтальпия продуваемой среды, ккал/кг (кДж/кг).

7.4.3. Расход тепла в газоводяных подогревателях определяется по формуле

ккал/ч (кДж/с),                                   (13)

     
где - расход воды через газоводяные подогреватели, кг/ч (кг/с);

- приращение энтальпии питательной воды в процессе нагрева в газоводяных подогревателях, ккал/кг (кДж/кг).

7.4.4. Расход тепла в газовой ступени ПГУ определяется по формуле

ккал/ч                                      (14)

     
( кВт),

     
где - избыточная мощность газовой ступени, кВт;

- расход тепла на потери в агрегатах газовой ступени (механические, с утечками, в электрогенераторе газовой ступени), ккал/ч (кВт);

- тепло, отданное охлаждающей воде в промежуточных охладителях воздуха:

ккал/ч

( кДж/с).                                       (15)

     
Здесь , - температуры воздуха перед воздухоохладителем и за ним, °С (К);

- расход воздуха в воздухоохладителе, кг/ч (кг/с);

- теплоемкость воздуха при средней температуре процесса охлаждения, ккал/кг·°С (кДж/кг·К).

7.5.1. Для сопоставления с прямым измерением расход топлива в парогенератор ПГУ определяется в виде разности между суммарным расходом топлива на ПГУ и расходом топлива в камерах сгорания ПГУ:

кг/ч (кг/с).                                      (16)

Суммарный расход топлива на ПГУ определяется по формуле (11).

Расход топлива в каждую из камер сгорания ПГУ определяется из уравнения (31).

7.6.1. КПД ПГУ брутто определяется по формуле

     
,                                              (17)

где , - мощность электрогенераторов паровой и газовой ступени ПГУ, кВт.

7.6.2. КПД ПГУ нетто определяется по формуле

     
,                                      (18)

     
где - мощность собственных нужд ПГУ, кВт.

7.6.3. Для определения влияния отдельных элементов оборудования на тепловую эффективность установки КПД ПГУ может быть приближенно вычислен по формуле

,               (19)

где - относительный расход тепла для газовой части цикла, затраченного на полезную работу и потери в охладителях воздуха ():

, ;                               (20)

и - относительный расход тепла для участка вытеснения паровой регенерации за счет нагрева питательной воды воздухом и газами и для регенеративного парового участка, идентичного регенеративному циклу ПСУ:

, ;                               (21)

, - КПД соответственно газовой и регенеративной паровой части цикла с учетом механических потерь, потерь в электрогенераторах и расхода энергии на собственные нужды;

, - КПД для соответствующих участков вытеснения регенерации;

- степень регенерации тепла из воздухоохладителя.

Относительный расход тепла в регенеративной паровой части цикла определяется по формуле

.                                           (22)

7.7.1. При отсутствии данных по элементарному составу и теплоте сгорания топлива для расчета рекомендуется применять методику М.В.Равича [8].

7.7.2. Степень черноты факела определяется по температурам факела и замеренным потокам падающего излучения.

7.7.3. Тепловые потоки, воспринятые экранами, определяются по формуле

ккал/м·ч (кДж/м·с),                                 (23)

где и - температуры в местах установки наружной и внутренней термопар, °С (К);

- коэффициент уменьшения температурного перепада вследствие растечки тепла; определяется по "Тепловому расчету котельных агрегатов" [6].

7.7.4. Тепловосприятие экранов в различных сечениях по высоте топки определяется интегрированием показаний пар термоэлектродов, размещенных по окружности вставки.

7.7.5. Определение полноты выгорания топлива осуществляется прямым методом с учетом химической и механической неполноты горения.

Кроме того, полнота выгорания топлива по разным сечениям топки определяется на основании балансов теплосодержаний и тепловых потоков по высоте топки (черт.26).

7.7.6. Суммарное тепловосприятие экранов топочной камеры определяется двумя способами:

• осреднением локальных значений тепловосприятий экранов в различных сечениях по высоте топки;

• по балансу энтальпий газов на входе () и выходе () из топочной камеры.

7.8. Газотурбинный агрегат

7.9.2. Результаты измерения перепадов статического давления обрабатываются следующим образом.

Перепад давления в элементе () и гидравлическое сопротивление () при присоединении датчика к общим точкам элемента (коллекторам, барабану) рассчитываются по формулам:

при опускном движении среды (к плюсу первичного прибора присоединена импульсная проводка от верхней точки)

кгс/м                                              (38)

     
( Н/м);

     
кгс/м                                      (39)

     
( Н/м),

где - показания прибора, кгс/м (Н/м);

- разность отметок между точками присоединения датчиков статического давления, м;

, - удельный вес (плотность) воды в импульсной проводке и среды, протекающей в трубах, кгс/м (кг/м);

при подъемном движении среды

кгс/м                                              (40)

     
( Н/м);

     
кгс/м                                      (41)

     
( Н/м).

Знак плюс перед соответствует присоединению к плюсу первичного прибора импульсной проводки от нижней точки датчика, а знак минус - от верхней точки.

Полезный напор среды в подъемных элементах парогенераторов с естественной циркуляцией (к плюсу прибора присоединена импульсная проводка от верхней точки) рассчитывается по формуле

кгс/м                                     (42)

( Н/м).

В ВПГ при соединении датчиков не с коллекторами, а с водоподводящими или пароотводящими трубами при определении перепада статического давления или гидравлического сопротивления испарительных труб между коллекторами из измеренной величины следует вычитать перепады давления или соответственно гидравлические сопротивления на участках от мест присоединения до входа в нижний коллектор и выхода из верхнего. Вычитаемые перепады рассчитываются аналитически по "Нормативному методу гидравлического расчета" [10].

Среднее напорное паросодержание в опускных трубах парогенераторов с естественной и многократной принудительной циркуляцией при закипании или захвате пара из барабана (особенно при сбросах давления и понижении уровня) определяется по формуле

,                                     (43)

     
где - показания прибора, кгс/м (Н/м);

- гидравлическое сопротивление опускных труб, рассчитанное по измеренному в них расходу воды, кгс/м (Н/м);

, - удельный вес (плотность) воды и пара при рабочем давлении, кгс/м (кг/м).

Правильность измеренных перепадов давления в тех случаях, когда они охватывают весь циркуляционный контур, может быть проверена по их сумме.

При естественной циркуляции сумма перепадов в подъемных элементах равна сумме перепадов в опускных элементах. При принудительной циркуляции сумма перепадов во всем тракте должна быть равна напору насоса. При этом перепады в подъемных и опускных элементах складываются алгебраически.

7.9.3. Местные тепловые потоки на внутреннюю поверхность радиометрических вставок рассчитываются по формуле

ккал/м·ч (Вт/м),                            (44)

где - коэффициент теплопроводности металла вставки при ее средней температуре, ккал/м·ч·°С (Вт/м·К);

- измеренная разность температур по показаниям термопар, °С;

- внутренний диаметр вставки, м;

, - диаметры окружностей в точках установки наружной и внутренней термопар, м.

7.9.4. Величина теплового потока на внутреннюю поверхность испарительных труб определяется по формуле

ккал/м·ч (Вт/м),                                 (45)

где - местный тепловой поток на внутреннюю поверхность вставки, определенный по уравнению (44);

, - коэффициенты растечки тепла в стенках испарительных труб и вставки, определяемые по данным [6];

, - отношение наружного диаметра к внутреннему соответственно у испарительных труб и вставки.

7.9.5. При отсутствии радиометрических вставок ориентировочная оценка местных тепловых потоков при чистых внутренних поверхностях испарительных труб может быть сделана по показаниям термопар, установленных в температурных вставках, по формуле

ккал/м·ч (Вт/м),                                  (46)

где - толщина стенки вставки от внутренней поверхности до места заделки спая, м;

- коэффициент теплоотдачи на внутренней поверхности, определяемый по [6], ккал/м.°С·ч (Вт/м·К);

- отношение диаметра заделки спая к внутреннему диаметру вставки;

- разность между температурами в точке заделки термопары и протекающей среды, °С (К).

Пересчет местного теплового потока с внутренней поверхности на наружную осуществляется по формуле

ккал/м·ч (Вт/м).                                       (47)

7.9.6. Максимальные систематические погрешности определения местных тепловых потоков по показаниям термопар радиометрических вставок составляют при градуировке вставок с обогревом насыщенным паром приблизительно 20%, а при градуировке с радиационным обогревом - 25%.

7.9.7. На основании обработки результатов измерений строятся следующие зависимости: параметров гидравлического режима от производительности парогенератора, температур труб и тепловых потоков на внутреннюю поверхность от производительности парогенератора.

Для контроля за отложениями на внутренней поверхности труб ВПГ и НРЧ парогенераторов сверхкритического давления строятся зависимости температур металла труб от времени работы.

7.9.8. На основании построенных зависимостей для разверенных труб в исследуемых контурах определяются:

- минимальные скорости циркуляции (весовые скорости);

- наибольшие паросодержания;

- отклонение скоростей циркуляции и паросодержаний при ухудшенных гидравлических режимах (п.5.5.4);

- устойчивость потоков при переменных режимах работы парогенератора;

- температуры труб и тепловые потоки при максимальной производительности парогенератора в местах наибольших тепловых потоков и на участках с наибольшими паросодержаниями.

7.9.9. Оценка надежности испарительных поверхностей нагрева производится сравнением полученных данных с допустимыми значениями, приведенными в [10].

7.10. Теплохимический режим

1.4.1. Термопара с электродами диаметром 0,5 мм, зачеканенная на поверхности трубы, накрывается кожухом из продольно разрезанной стальной трубки 10х2 или 12х2 мм. Углы торца слегка опиливаются, конец кожуха расплющивается и обжимается под плавное закругление (черт.23, ). Кожух устанавливается согласно черт.23, . По всему периметру он обваривается плотным швом электродуговой или аргонно-дуговой сваркой.

На небольшом удалении от места зачеканки термопары защитный кожух разворачивают, огибают испарительную трубу до перехода на ее тыльную сторону, где кожух прокладывается до места вывода термопары из обшивки газохода. Под один продольный кожух может быть сведено несколько термопар, стоящих в разных местах по периметру и длине трубы. Такая установка обеспечивает длительное использование термопар при нагрузках труб до (400600)·10 ккал/м·ч.

Как показал опыт эксплуатации ВПГ-120-100, при точном выполнении рекомендаций погрешность таких измерений не превышает 20 °С.

1.4.2. Термопара с электродами диаметром 0,3 мм укладывается в выфрезерованную на участке трубы продольную канавку размером 2x2 мм. Возможно применение термопар с электродами диаметром 0,5 мм, изолированных по типу "обмотка одного электрода с примоткой второго". Участок трубы должен иметь толщину стенки не менее 6 мм. Спай термопары зачеканивается у торца канавки или приваривается конденсаторным разрядом. Уложенная в канавку термопара покрывается пластинкой толщиной не менее 1 мм, изготовленной из того же металла, что и труба, или расплющенной проволокой и тщательно зачеканивается на всей длине канавки (черт.23, б ).

При правильной установке термопар погрешности измерения ими температуры составляют 5-10 °С. Имеется опыт длительной работы таких термопар при нагрузках до (600700)·10 ккал/м·ч.

1.4.3. Термопара с электродами диаметром 0,5 мм зачеканивается в поверхностный слой металла с лобовой стороны экранной трубы, огибает трубу в данном сечении до выхода на тыльную сторону и выводится за обшивку (черт.23, в ). Сверху, начиная от места выхода из-под слоя металла, она накрывается фольгой из стали марки 1Х18Н10Т толщиной 0,2-0,3 мм, которая приваривается к трубе конденсаторной сваркой точечным двухрядным (практически сплошным) швом.

Ширина полосы не должна превышать 8-10 мм. Длительность работы термопар при такой установке существенно меньше, чем при установке их по способу, указанному в п.1.4.1 и 1.4.2, а погрешность измерения может достигать 20 °С.

1.13. Оснастку парогенераторов датчиками температурных и гидравлических измерений в основном следует производить при их изготовлении на заводе в объеме, предусмотренном головной наладочной организацией. Чертежи нестандартной оснастки должна представлять головная наладочная организация. Следует иметь в виду, что поверхностные термопары менее долговечны и дают менее точные показания, чем термопары, установленные в термовставках.