Нормы, рассматриваемые в данной лекции, предназначены для руководства при производстве работ инженерно-техническим персоналом, занимающимся наладкой, эксплуатацией и ремонтом электрооборудования электрических станций и сетей.
Нормы содержит требования, уточнённые с учётом опыта энергосистем, наладочных организаций, ремонтных заводов и научно-исследовательских институтов. В него включены современные методы диагностики электрооборудования, оно дополнено также нормами контроля элегазовой аппаратуры, вакуумных выключателей, ограничителей перенапряжений, кабелей с полиэтиленовой изоляцией, предохранителей-разъединителей.
В Нормах, как правило, не приводятся методики испытаний и метрологические требования, так как они отражены в инструкциях, методических указаниях, пособиях и т.п. Настоящими нормами следует руководствоваться при вводе электрооборудования в работу и в процессе его эксплуатации. Наряду с Нормами следует руководствоваться действующими руководящими документами, а также инструкциями заводов-изготовителей электрооборудования, если они не противоречат требованиям Норм.
В Нормах приняты следующие условные обозначения категорий контроля:
П - при вводе в эксплуатацию нового электрооборудования и электрооборудования, прошедшего восстановительный или капитальный ремонт и реконструкцию на специализированном ремонтном предприятии;
К - при капитальном ремонте на энергопредприятии;
С - при среднем ремонте;
Т - при текущем ремонте электрооборудования;
М - между ремонтами.
Периодичность межремонтного контроля электрооборудования, если она не указана в ПТЭ или в соответствующих разделах Норм, устанавливается техническим руководителем энергопредприятия с учётом условий и опыта эксплуатации, технического состояния и срока службы электрооборудования.
В Нормах приведён перечень испытаний и предельно допустимые значения контролируемых параметров. Техническое состояние электрооборудования определяется не только путем сравнения результатов конкретных испытаний с нормируемыми значениями, но и по совокупности результатов всех проведённых испытаний, осмотров и данных эксплуатации. Значения, полученные при испытаниях, во всех случаях должны быть сопоставлены с результатами измерений на других фазах электрооборудования и на однотипном оборудовании. Однако главным является сопоставление измеренных при испытаниях значений параметров электрооборудования с их исходными значениями и оценка имеющих место различий по указанным в Нормах допустимым изменениям. Выход значений параметров за установленные границы (предельные значения) следует рассматривать как признак наличия дефектов, которые могут привести к отказу оборудования.
В качестве исходных значений контролируемых параметров при вводе в эксплуатацию нового электрооборудования принимают значения, указанные в паспорте или протоколе заводских испытаний. При эксплуатационных испытаниях, включая испытания при выводе в капитальный ремонт, в качестве исходных принимаются значения параметров, определённые испытаниями при вводе в эксплуатацию нового электрооборудования. Качество проводимого на энергопредприятии ремонта оценивается сравнением результатов испытаний после ремонта с данными при вводе в эксплуатацию нового электрооборудования, принимаемыми в качестве исходных. После капитального или восстановительного ремонта, а также реконструкции, проведённых на специализированном ремонтном предприятии, в качестве исходных для контроля в процессе дальнейшей эксплуатации принимаются значения, полученные по окончании ремонта (реконструкции).
Кроме испытаний, предусмотренных Нормами, все электрооборудование должно пройти осмотр, проверку работы механической части и другие испытания согласно инструкциям по его эксплуатации и ремонту. Техническим руководителям энергопредприятий рекомендуется обеспечивать внедрение предусмотренного Нормами контроля состояния электрооборудования под рабочим напряжением, позволяющего выявлять дефекты на ранних стадиях их развития, привлекая при необходимости организации, аккредитованные на право проведения соответствующих испытаний. По мере накопления опыта проведения контроля под рабочим напряжением решением технического руководителя энергопредприятия возможен переход к установлению очередных сроков ремонта электрооборудования по результатам диагностики его состояния и отказ от некоторых видов испытаний, выполняемых на отключённом электрооборудовании.
Тепловизионный контроль состояния электрооборудования рекомендуется производить для распределительных устройств в целом. Для закрытых распределительных устройств контроль производится, если это позволяет их конструкция.
Испытание повышенным напряжением промышленной частоты обязательно для электрооборудования на напряжение до 35 кВ включительно.
При отсутствии необходимой испытательной аппаратуры переменного тока допускается испытывать электрооборудование распределительных устройств напряжением до 20 кВ повышенным выпрямленным напряжением, которое должно быть равно полуторакратному значению испытательного напряжения промышленной частоты. Электрооборудование и изоляторы на номинальное напряжение, превышающее номинальное напряжение электроустановки, в которой они эксплуатируются, могут испытываться приложенным напряжением, установленным для класса изоляции данной электроустановки. Если испытание выпрямленным напряжением или напряжением промышленной частоты производится без отсоединения ошиновки электрооборудования распределительного устройства, то значение испытательного напряжения принимается по нормам для электрооборудования с самым низким уровнем испытательного напряжения. Испытание повышенным напряжением изоляторов и трансформаторов тока, соединенных с силовыми кабелями 6-10 кВ, может производиться вместе с кабелями. Оценка состояния производится по нормам, принятым для силовых кабелей.
После полной замены масла в маслонаполненном электрооборудовании (кроме масляных выключателей всех напряжений) его изоляция должна быть подвергнута повторным испытаниям в соответствии с настоящими Нормами.
В случаях выхода значений определяемых при испытаниях параметров за установленные пределы для выявления причин этого, а также при необходимости более полной оценки состояния электрооборудования в целом и (или) его отдельных узлов, рекомендуется использовать дополнительные испытания и измерения, указанные в Нормах. Допускается также применение испытаний и измерений, не предусмотренных настоящими Нормами, при условии, что уровень испытательных воздействий не превысит указанного в Нормах.
Устройства релейной защиты и электроавтоматики проверяются в объёме и по нормам, приведенным в соответствующих нормативно-технических документах.
Местные инструкции должны быть приведены в соответствие с данными Нормами.
Объем и сроки испытания электрооборудования могут изменяться техническим руководителем сетевой компании, электростанции в зависимости от производственной важности и надёжности оборудования. Объем испытаний электрооборудования распределительных сетей напряжением до 20 кВ устанавливается техническим руководителем предприятия, эксплуатирующего электросети.
В Нормах применяются следующие понятия:
Предельно допустимое значение параметра - наибольшее или наименьшее значение параметра, которое может иметь работоспособное электрооборудование.
Исправное состояние - состояние электрооборудования, при котором оно соответствует всем требованиям конструкторской и нормативно-технической документации.
Ресурс - наработка электрооборудования от начала его эксплуатации или ее возобновления после ремонта до перехода в состояние, при котором дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна.
Контроль технического состояния (в тексте - контроль) - проверка соответствия значений параметров электрооборудования требованиям настоящих Норм.
Ремонт по техническому состоянию - ремонт, объём и время проведения которого определяются состоянием электрооборудования по результатам контроля, проводимого с периодичностью и в объёме, установленными настоящими Нормами.
Испытания - экспериментальное определение качественных и (или) количественных характеристик электрооборудования в результате воздействия на него факторами, регламентированными настоящими Нормами.
Комплексные испытания - испытания в объёме, определяемом специальной программой.
Измерения - нахождение значения физической величины опытным путем с помощью технических средств, имеющих нормированные метрологические свойства.
Погрешность измерения - допустимые пределы погрешности, определяемые стандартизованной или аттестованной методикой измерений.
Испытательное напряжение частоты 50 Гц - действующее значение напряжения переменного тока, которое должны выдерживать в течение заданного времени внутренняя и внешняя изоляция электрооборудования при определённых условиях испытания.
Испытательное выпрямленное напряжение - амплитудное значение выпрямленного напряжения, прикладываемого к электрооборудованию в течение заданного времени при определённых условиях испытания.
Электрооборудование с нормальной изоляцией - электрооборудование, предназначенное для применения в электроустановках, подверженных действию атмосферных перенапряжений, при обычных мерах по грозозащите.
Электрооборудование с облегчённой изоляцией - электрооборудование, предназначенное для применения лишь в электроустановках, не подверженных действию атмосферных перенапряжений, или при специальных мерах по грозозащите, ограничивающих амплитуду атмосферных перенапряжений до значений, не превышающих амплитуду одноминутного испытательного напряжения частоты 50 Гц.
Аппараты - силовые выключатели, выключатели нагрузки, разъединители, отделители, короткозамыкатели, заземлители, предохранители, предохранители-разъединители, вентильные разрядники, ограничители перенапряжений, комплектные распределительные устройства, комплектные экранированные токопроводы, конденсаторы.
Методические указания по испытаниям электрооборудования
Испытания электрооборудования должны производиться с соблюдением требований правил техники безопасности. Измерение изоляционных характеристик электрооборудования под рабочим напряжением разрешается осуществлять при условии использования устройств, обеспечивающих безопасность работ и защиту нормально заземляемого низкопотенциального вывода контролируемого объекта от появления на нем опасного напряжения при нарушении связи с землёй.
Электрические испытания изоляции электрооборудования и отбор пробы трансформаторного масла для испытаний необходимо проводить при температуре изоляции не ниже 5°C, кроме оговорённых в Нормах случаев, когда измерения следует проводить при более высокой температуре. В отдельных случаях (например, при приёмо-сдаточных испытаниях) по решению технического руководителя энергопредприятия измерения тангенса угла диэлектрических потерь, сопротивления изоляции и другие измерения на электрооборудовании на напряжение до 35 кВ включительно могут проводиться при более низкой температуре. Измерения электрических характеристик изоляции, произведённые при отрицательных температурах, должны быть повторены в возможно более короткие сроки при температуре изоляции не ниже 5°C.
Сравнение характеристик изоляции должно производиться при одной и той же температуре изоляции или близких ее значениях (расхождение - не более 5°C). Если это невозможно, должен применяться температурный перерасчёт в соответствии с инструкциями по эксплуатации конкретных видов электрооборудования.
При измерении сопротивления изоляции отсчёт показаний мегомметра производится через 60 с после начала измерений. Если в соответствии с Нормами требуется определение коэффициента абсорбции (R 60" /R 15"), отсчёт производится дважды: через 15 и 60 с после начала измерений. Испытанию повышенным напряжением должны предшествовать тщательный осмотр и оценка состояния изоляции другими методами. Перед проведением испытаний изоляции электрооборудования (за исключением вращающихся машин, находящихся в эксплуатации) наружная поверхность изоляции должна быть очищена от пыли и грязи, кроме тех случаев, когда испытания проводятся методом, не требующим отключения электрооборудования.
Испытание изоляции обмоток вращающихся машин, трансформаторов и реакторов повышенным приложенным напряжением частоты 50 Гц должно производиться поочередно для каждой электрически независимой цепи или параллельной ветви (в последнем случае при наличии полной изоляции между ветвями). При этом вывод испытательного устройства, который будет находиться под напряжением, соединяется с выводом испытуемой обмотки, а другой - с заземлённым корпусом испытуемого электрооборудования, с которым на все время испытаний данной обмотки электрически соединяются все другие обмотки.
Обмотки, соединённые между собой наглухо и не имеющие выведенных обоих концов каждой фазы или ветви, должны испытываться относительно корпуса без их разъединения.
При испытаниях электрооборудования повышенным напряжением частоты 50 Гц, а также при измерении тока и потерь холостого хода силовых и измерительных трансформаторов рекомендуется использовать линейное напряжение питающей сети.
Испытательное напряжение должно подниматься плавно со скоростью, допускающей визуальный контроль по измерительным приборам, и по достижении установленного значения поддерживаться неизменным в течение всего времени испытания. После требуемой выдержки напряжение плавно снижается до значения не более одной трети испытательного и отключается.
Под продолжительностью испытания подразумевается время приложения полного испытательного напряжения, установленного Нормам
10.3. Силовые трансформаторы, автотрансформаторы и масляные реакторы. 1
1. П. Определение условий включения трансформаторов
1.1 Контроль при вводе в эксплуатацию новых трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный или восстановительный ремонт со сменой обмоток и изоляции (первое включение)
Контроль осуществляется в соответствии с требованиями настоящего раздела и инструкций заводов-изготовителей.
1.2 Контроль при вводе в эксплуатацию трансформаторов, прошедших капитальный ремонт в условиях эксплуатации (без смены обмоток и изоляции)
Контроль осуществляется в соответствии с требованиями настоящего раздела и РДИ 34-38-058-91 "Типовая технологическая инструкция. Трансформаторы напряжением 110-1150 кВ мощностью 80 MB·А и более. Капитальный ремонт".
2. П, К, М. Хроматографический анализ газов, растворенных в масле
Производится у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, а также блочных трансформаторов собственных нужд.
Состояние трансформаторов оценивается путем сопоставления измеренных данных с граничными значениями концентрации газов в масле и по скорости роста концентрации газов в масле.
Оценка состояния трансформаторов и определение характера возможных дефектов производятся в соответствии с рекомендациями «Методических указаний по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле: СО 153-34.0-46.302-00 (РД 153-34.0-46.302-00)» на основании результатов измерений, выполненных согласно «Методическим указаниям по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов: СО 34.46.303-98 (РД 34.46.303-98).
Хроматографический контроль должен осуществляться в следующие сроки:
Трансформаторы напряжением 110 кВ мощностью менее 60 МВ·А и блочные трансформаторы собственных нужд - через 6 мес. после включения и далее не реже 1 раза в 6 мес.;
Трансформаторы напряжением 110 кВ мощностью 60 МВ·А и более, а также все трансформаторы 220-500 кВ в течение первых 3 сут., через 1, 3 и 6 мес. после включения и далее - не реже 1 раза в 6 мес.;
Трансформаторы напряжением 750 кВ - в течение первых 3 сут., через 2 недели, 1, 3 и 6 месяцев после включения и далее - не реже 1 раза в 6 мес.
3. П, К, М. Оценка влажности твёрдой изоляции
Производится у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше мощностью 60 МВ·А и более.
Допустимое значение влагосодержания твёрдой изоляции вновь вводимых трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, - не выше 1%, а эксплуатируемых трансформаторов - не выше 2% по массе. Влагосодержание твёрдой изоляции в процессе эксплуатации допускается не определять, если влагосодержание масла не превышает 10 г/т.
Влагосодержание твёрдой изоляции перед вводом в эксплуатацию и при капитальном ремонте определяется по влагосодержанию заложенных в бак образцов изоляции. В процессе эксплуатации трансформатора допускается оценка влагосодержания твёрдой изоляции расчётным путем по результатам измерений тангенса угла диэлектрических потерь изоляции обмоток и масла, произведённых на трансформаторе, прогретом до 60 °C.
Периодичность контроля в процессе эксплуатации: первый раз - через 10-12 лет после включения и в дальнейшем - 1 раз в 4-6 лет.
4. Измерение сопротивления изоляции
4.1 П, К, Т, М. Измерение сопротивления изоляции обмоток
Сопротивление изоляции обмоток измеряется мегаомметром на напряжение 2500 В.
Сопротивление изоляции каждой обмотки вновь вводимых в эксплуатацию трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, приведённое к температуре испытаний, при которой определялись исходные значения, должно быть не менее 50% исходных значений.
Для трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно мощностью до 10 МВ·А и дугогасящих реакторов сопротивление изоляции обмоток должно быть не ниже следующих значений:
Сопротивление изоляции сухих трансформаторов при температуре обмоток 20-30°C должно быть для трансформаторов с номинальным напряжением:
Измерения в процессе эксплуатации производятся при неудовлетворительных результатах испытаний масла (область "риска", Объём и нормы испытания электрооборудования п. 25.3.1) и (или) хроматографического анализа газов, растворенных в масле, а также в объёме комплексных испытаний.
При вводе в эксплуатацию и в процессе эксплуатации сопротивление изоляции измеряется по схемам, применяемым на заводе-изготовителе, и дополнительно по зонам изоляции (например, ВН - корпус, НН - корпус, ВН - НН) с подсоединением вывода "экран" мегаомметром к свободной обмотке или баку. В процессе эксплуатации допускается проводить только измерения по зонам изоляции.
Результаты измерений сопротивления изоляции обмоток в процессе эксплуатации, включая динамику их изменения, должны учитываться при комплексном рассмотрении данных всех испытаний.
Измерение сопротивления изоляции обмоток должно производиться при температуре изоляции не ниже:
10°C - у трансформаторов напряжением до 150 кВ включительно;
20°C - у трансформаторов напряжением 220-750 кВ.
4.2 П, К. Измерение сопротивления изоляции доступных стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем и прессующих колец относительно активной стали и ярмовых балок, а также ярмовых балок относительно активной стали и электростатических экранов относительно обмоток и магнитопровода.
Измерения производятся в случае осмотра активной части трансформатора. Используются мегомметры на напряжение 1000-2500 В. Измеренные значения должны быть не менее 2 МОм, а сопротивление изоляции ярмовых балок не менее 0,5 МОм.
5. П, К, Т, М. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь (tgd) изоляции обмоток
Измерения производятся у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше. Значения tgd изоляции обмоток вновь вводимых в эксплуатацию трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, приведённые к температуре испытаний, при которой определялись исходные значения, с учётом влияния tgd масла не должны отличаться от исходных значений в сторону ухудшения более чем на 50%.
Измеренные значения tgd изоляции при температуре изоляции 20°C и выше, не превышающие 1%, считаются удовлетворительными и их сравнение с исходными данными не требуется.
Измерения в процессе эксплуатации производятся при неудовлетворительных результатах испытаний масла (область "риска", п. 25.3.1) и (или) хроматографического анализа газов, растворенных в масле, а также в объёме комплексных испытаний.
При вводе в эксплуатацию и в процессе эксплуатации tgd изоляции измеряется по схемам, применяемым на заводе-изготовителе, и дополнительно по зонам изоляции (например, ВН - корпус, НН - корпус, ВН - НН) с подсоединением вывода "экран" измерительного места к свободным обмоткам или баку. В процессе эксплуатации допустимо ограничиваться только измерениями по зонам изоляции.
Результаты измерений tgd изоляции обмоток в процессе эксплуатации, включая динамику их изменения, должны учитываться при комплексном рассмотрении данных всех испытаний. Измерение tgd обмоток должно производиться при температуре изоляции не ниже:
10 °C - у трансформаторов напряжением до 150 кВ включительно;
20 °C - у трансформаторов напряжением 220-750 кВ,
60 °C - для всех трансформаторов при выполнении оценки влагосодержания твёрдой изоляции расчётным путем.
6. Оценка состояния бумажной изоляции обмоток
6.1 М. Оценка по наличию фурановых соединений в масле
Оценка производится у трансформаторов 110 кВ и выше. Для трансформаторов напряжением ниже 110 кВ производится по решению технического руководителя предприятия.
Оценка производится хроматографическими методами.
Допустимое содержание фурановых соединений, в том числе фурфурола, приведено в объём и нормы испытания электрооборудования табл. 25.4 (п. 11).
Периодичность контроля наличия фурановых соединений составляет 1 раз в 12 лет, а после 24 лет эксплуатации - 1 раз в 4 года (см. сноску к п. 11 табл. 25.4).
6.2 К. Оценка по степени полимеризации
Оценка производится у трансформаторов 110 кВ и выше.
Ресурс бумажной изоляция обмоток считается исчерпанным при снижении степени полимеризации бумаги до 250 единиц.
7. Испытание изоляции повышенным напряжением частоты 50 Гц
7.1 П, К. Испытание изоляции обмоток вместе с вводами Испытание изоляции обмоток маслонаполненных трансформаторов при вводе их в эксплуатацию и капитальных ремонтах без смены обмоток и изоляции не обязательно. Испытание изоляции сухих трансформаторов обязательно. При капитальном ремонте с полной сменой обмоток и изоляции испытание повышенным напряжением обязательно для всех типов трансформаторов. Значение испытательного напряжения равно заводскому. При капитальном ремонте с частичной сменой изоляции или при реконструкции трансформатора значение испытательного напряжения равно 0,9 заводского. Значения испытательных напряжений приведены в табл. 6.1 и 6.2. Сухие трансформаторы испытываются по нормам табл. 6.1 для облегчённой изоляции. Продолжительность приложения испытательного напряжения составляет 1 мин.
Таблица 6.1
Испытательные напряжения промышленной частоты электрооборудования классов напряжения до 35 кВ с нормальной и облегчённой изоляцией
| Класс напряжения электрооборудования, кВ | Испытательное напряжение, кВ | |||||
| Силовые трансформаторы, шунтирующие и дугогасящие реакторы | Аппараты, трансформаторы тока и напряжения, токоограничивающие реакторы, изоляторы, вводы, конденсаторы связи, экранированные токопроводы, сборные шины, КРУ и КТП | |||||
| На заводе-изготовителе | При вводе в эксплуатацию | В эксплуатации | На заводе-изготовителе | Перед вводом в эксплуатацию и в эксплуатации | ||
| Фарфоровая изоляция | Другие виды изоляции | |||||
| До 0,69 | 5,0/3,0 | 4,5/2,7 | 4,3/2,6 | 2,0 | ||
| 18,0/10,0 | 16,2/9,0 | 15,3/8,5 | 24,0 | 24,0 | 21,6 | |
| 25,0/16,0 | 22,5/14,4 | 21,3/13,6 | 32,0 (37,0) | 32,0 (37,0) | 28,8 (33,3) | |
| 35,0/24,0 | 31,5/21,6 | 29,8/20,4 | 42,0 (48,0) | 42,0 (48,0) | 37,8 (43,2) | |
| 45,0/37,0 | 40,5/33,3 | 38,3/31,5 | 55,0 (63,0) | 55,0 (63,0) | 49,5 (56,7) | |
| 55,0/50,0 | 49,5/45,0 | 46,8/42,5 | 65,0 (75,0) | 65,0 (75,0) | 58,5 (67,5) | |
| 85,0 | 76,5 | 72,3 | 95,0 (120,0) | 95,0 (120,0) | 85,5 (108,0) |
Примечания:
1. Испытательные напряжения, указанные в виде дроби, распространяются на электрооборудование: числитель - с нормальной изоляцией, знаменатель - с облегчённой изоляцией.
2. Испытательные напряжения для аппаратов и КРУ распространяются как на их изоляцию относительно земли и между полюсами, так и на промежуток между контактами с одним или двумя (цифра в скобках) разрывами на полюс. В случаях если испытательное оборудование не позволяет обеспечить испытательное напряжение выше 100 кВ, допускается проводить испытание при максимально возможном испытательном напряжении, но не менее 100 кВ.
3. Если электрооборудование на заводе-изготовителе было испытано напряжением, отличающимся от указанного, испытательные напряжения при вводе в эксплуатацию и в эксплуатации должны быть соответственно скорректированы.
Таблица 6.2
Испытательные напряжения промышленной частоты герметизированных силовых трансформаторов
7.2 П, К. Испытание изоляции доступных стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем и прессующих колец относительно активной стали и ярмовых балок, а также ярмовых балок относительно активной стали и электростатических экранов относительно обмоток и магнитопровода.
Испытания при вводе в эксплуатацию производятся в случае вскрытия трансформатора для осмотра активной части.
Значение испытательного напряжения - 1 кВ. Продолжительность испытания - 1 мин.
7.3 П, К. Испытание изоляции цепей защитной и контрольно-измерительной аппаратуры, установленной на трансформаторе
Испытание производится на полностью собранных трансформаторах. Испытывается изоляция (относительно заземленных частей и конструкций) цепей с присоединёнными трансформаторами тока, газовыми и защитными реле, маслоуказателями, отсечным клапаном и датчиками температуры при отсоединённых разъёмах манометрических термометров, цепи которых испытываются отдельно.
Значение испытательного напряжения - 1 кВ. Продолжительность испытания - 1 мин. Значение испытательного напряжения при испытаниях манометрических термометров - 750 В. Продолжительность испытания - 1 мин.
8. П, К. Измерение сопротивления обмоток постоянному току
Измерение производится на всех ответвлениях, если в паспорте трансформатора нет других указаний.Сопротивления обмоток трехфазных трансформаторов, измеренные на одинаковых ответвлениях разных фаз при одинаковой температуре, не должны отличаться более чем на 2%. Если из-за конструктивных особенностей трансформатора это расхождение может быть большим и об этом указано в заводской технической документации, следует руководствоваться нормой на допустимое расхождение, приведённое в паспорте трансформатора.
Значения сопротивления обмоток однофазных трансформаторов после температурного пересчёта не должны отличаться более чем на 5% от исходных значений. Измерения в процессе эксплуатации производятся при комплексных испытаниях трансформатора.
Перед измерением сопротивления обмоток трансформаторов, снабжённых устройствами регулирования напряжения, следует произвести не менее трёх полных циклов переключения
9. П, К. Проверка коэффициента трансформации
Проверка производится при всех положениях переключателей ответвлений. Коэффициент трансформации, измеренный при вводе трансформатора в эксплуатацию, не должен отличаться более чем на 2% от значений, измеренных на соответствующих ответвлениях других фаз, и от исходных значений, а измеренный при капитальном ремонте, не должен отличаться более чем на 2% от коэффициента трансформации, рассчитанного по напряжениям ответвлении.
10. П, К. Проверка группы соединения обмоток трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов Группа соединений должна соответствовать указанной в паспорте трансформатора, а полярность выводов - обозначениям на крышке трансформатора.
11. П, К. Измерение потерь холостого хода
Измерения производятся у трансформаторов мощностью 1000 кВ·А и более при напряжении, подводимом к обмотке низшего напряжения, равном указанному в протоколе заводских испытаний (паспорте). Измерения потерь холостого хода трансформаторов мощностью до 1000 кВ×А производятся после капитального ремонта с полной или частичной расшихтовкой магнитопровода. У трехфазных трансформаторов потери холостого хода измеряются при однофазном возбуждении по схемам, применяемым на заводе-изготовителе.
У трехфазных трансформаторов при вводе в эксплуатацию и при капитальном ремонте соотношение потерь на разных фазах не должно отличаться от соотношений, приведённых в потоколе заводских испытаний (паспорте), более чем на 5%. У однофазных трансформаторов при вводе в эксплуатацию отличие измеренных значений потерь от исходных не должно превышать 10%. Измерения в процессе эксплуатации производятся по решению технического руководителя предприятия исходя из результатов хроматографического анализа растворенных в масле газов. Отличие измеренных значений от исходных данных не должно превышать 30%.
12. П, К, М. Измерение сопротивления короткого замыкания (Z к) трансформатора
Измерение производится у трансформаторов 125 MB·А и более.
Для трансформаторов с устройством регулирования напряжения под нагрузкой Z к измеряется на основном и обоих крайних ответвлениях.
Значения Z к при вводе трансформатора в эксплуатацию не должны превышать значения, определённого по напряжению КЗ (U к) трансформатора, на основном ответвлении более чем на 5%. Значения Z к при измерениях в процессе эксплуатации и при капитальном ремонте не должны превышать исходные более чем на 3%. У трехфазных трансформаторов дополнительно нормируется различие значений Z к по фазам на основном и крайних ответвлениях. Оно не должно превышать 3%.
В процессе эксплуатации измерения Z к производятся после воздействия на трансформатор тока КЗ, превышающего 70% расчётного значения, а также в объёме комплексных испытаний.
13 Оценка состояния переключающих устройств
13.1 К. Переключающие устройства с ПБВ (переключение без возбуждения)
Оценка состояния переключающих устройств производится в соответствии с требованиями документа, указанного в п..1.2.
13.2 П, К. Переключающие устройства с РПН (регулирование под нагрузкой)
Оценка состояния переключающих устройств при вводе трансформаторов в эксплуатацию и капитальном ремонте производится в соответствии с требованиями документов, указанных соответственно в пп.1.1 и 1.2.
14. П, К. Испытание бака на плотность
Испытаниям подвергаются все трансформаторы, кроме герметизированных и не имеющих расширителя.
Испытание производится:
У трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно - гидравлическим давлением столба масла, высота которого над уровнем заполненного расширителя составляет 0,6 м, за исключением трансформаторов с волнистыми баками и пластинчатыми радиаторами, для которых высота столба масла принимается равной 0,3 м;
У трансформаторов с пленочной защитой масла - созданием внутри гибкой оболочки избыточного давления воздуха 10 кПа;
У остальных трансформаторов - созданием избыточного давления азота или сухого воздуха 10 кПа в надмасляном пространстве расширителя.
Продолжительность испытания во всех случаях - не менее 3 ч.
Температура масла в баке при испытаниях трансформаторов напряжением до 150 кВ включительно - не ниже 10°C, остальных - не ниже 20°C. Трансформатор считается маслоплотным, если осмотром после испытания течь масла не обнаружена.
15. П, К, Т. Проверка устройств охлаждения
Проверка устройств охлаждения при вводе в эксплуатацию и текущем ремонте трансформаторов производится в соответствии с инструкцией по эксплуатации системы охлаждения, входящей в комплект заводской технической документации на данный трансформатор, а при капитальном ремонте - в соответствии с требованиями документа, указанного в п.1.2.
16. П, К. Проверка предохранительных устройств
Проверка предохранительного и отсечного клапанов, а также предохранительной (выхлопной) трубы при вводе трансформатора в эксплуатацию и капитальном ремонте производится в соответствии с требованиями документов, указанных в пп. 6.1.1 и 6.1.2.
17. П, К. Проверка и испытания газового реле, реле давления и струйного реле
Проверка и испытания производятся в соответствии с инструкциями по эксплуатации соответствующих газовых реле.
18. П, К. Проверка средств защиты масла от воздействия окружающего воздуха
Проверка воздухоосушителя, установок азотной и пленочной защит масла термосифонного или адсорбирующего фильтра при вводе трансформатора в эксплуатацию и капитальном ремонте производится в соответствии с требованиями документов, указанных соответственно в пп.1.1 и 1.2.
19. Тепловизионный контроль состояния трансформаторов
Тепловизионный контроль производится у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше в соответствии с указаниями приложения 3.
20. Испытание трансформаторного масла
20.1 П. Испытание остатков масла в баке трансформаторов, поставляемых без масла
При испытаниях проверяется пробивное напряжение и влагосодержание остатков масла. Пробивное напряжение должно быть не ниже 50 кВ, а влагосодержание не выше:
У трансформаторов напряжением 110-330 кВ - 0,0025%;
У трансформаторов напряжением 500-750 кВ - 0,0020%.
Результаты испытаний учитываются при комплексной оценке состояния трансформатора после транспортировки.
20.2 П. Испытание масла в процессе хранения трансформаторов
У трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно проба масла испытывается в соответствии с требованиями табл. 25.2 (п. 1) не реже 1 раза в год.
©2015-2019 сайт
Все права принадлежать их авторам. Данный сайт не претендует на авторства, а предоставляет бесплатное использование.
Дата создания страницы: 2017-06-30
РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ "ЕЭС РОССИИ"
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ПРОВЕДЕНИЮ ИСПЫТАНИЙ ИСТОЧНИКОВ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ И ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ В СИСТЕМАХ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ПРИ НЕСТАЦИОНАРНЫХ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ РЕЖИМАХ ИХ РАБОТЫ
РД 153-34.1-20.365-98
Вводится в действие с 01.06.2000
РАЗРАБОТАНО Открытым акционерным обществом "Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС" и ОАО "Объединение ВНИПИэнергопром"
ИСПОЛНИТЕЛИ Е. М. Шмырев, К.Н. Сабуров, А.Р. Симонов (АО "Фирма ОРГРЭС"), Л.П. Канина (ОАО "Объединение ВНИПИэнергопром")
УТВЕРЖДЕНО Департаментом стратегии развития и научно-технической политики РАО "ЕЭС России" 06.07.98
Первый заместитель начальника А.П. БЕРСЕНЕВ
ВВЕДЕНО ВПЕРВЫЕ
Настоящий руководящий документ предназначен для организаций, эксплуатирующих источники тепловой энергии и тепловые сети.
Настоящие Методические указания устанавливают порядок подготовки, проведения и обработки результатов испытаний систем централизованного теплоснабжения (СЦТ) при моделировании в водяной тепловой сети нестационарных гидравлических режимов.
Методические указания распространяются на водяные СЦТ с открытыми и закрытыми системами горячего водоснабжения (ГВС) с температурой теплоносителя не более 150°С и рабочим давлением не более 2,4 МПа (24 кгс/см 2).
Методические указания обязательны для исполнения в дочерних и зависимых акционерных обществах РАО "ЕЭС России", эксплуатирующих тепловые сети и источники тепла.
Методические указания могут быть использованы персоналом:
организаций, эксплуатирующих теплопотребляющие установки и тепловые сети потребителей, подключенные к тепловым сетям или источникам тепловой энергии АО-энерго или дочерних АО-электростанций РАО "ЕЭС России";
проектных, наладочных и других организаций, выполняющих работы на указанных энергообъектах.
Методические указания могут применяться в СЦТ с источниками тепловой энергии, тепловыми сетями, системами теплопотребления, эксплуатируемыми организациями вне зависимости от их форм собственности и ведомственной принадлежности:
на стадиях разработки технических заданий на проектирование, а также выполнения анализа, экспертизы проектов реконструируемых объектов СЦТ при определении необходимости выполнения специальных мероприятий по защите оборудования СЦТ от недопустимых изменений давления сетевой воды;
при выборе оборудования для использования в различных элементах действующих СЦТ с учетом требований безопасности данного оборудования и оборудования других элементов СЦТ;
при определении достаточности уже имеющихся на объектах действующих СЦТ средств защит от недопустимых изменений давления сетевой воды;
при необходимости взаимоувязки действия защитных устройств и средств авторегулирования, расположенных в различных элементах СЦТ, и их взаимного влияния;
при определении объема оснащения различных элементов единой СЦТ средствами защиты от недопустимых изменений давления сетевой воды оборудования.
1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
1.1. Развитие СЦТ при увеличении единичной мощности источников тепловой энергии сопровождалось увеличением объемов циркулирующей воды, протяженности тепловых сетей, количества сетевых и перекачивающих насосов, запорной и регулирующей арматуры и обусловило увеличение вероятности отказов того или иного элемента оборудования. Соответствующие этим отказам неустановившиеся гидравлические процессы, как показал опыт эксплуатации и расчеты, сопровождаются возникновением давлений, недопустимых по условиям прочности оборудования источника тепловой энергии, тепловых сетей и потребителей тепла.
1.2. Неустановившимся движением жидкости называется такое движение, при котором какая-нибудь из его характеристик в точках рассматриваемого пространства (скорость, давление и др.) изменяются с течением времени.
1.3. Неустановившийся гидравлический режим, определяющий переход гидравлической системы от одного стационарного режима к другому (например, послеаварийному стационарному гидравлическому режиму), называется переходным гидравлическим режимом.
1.4. В зависимости от инерционных свойств трубопроводной системы и характеристик возмущающего воздействия неустановившиеся (переходные) гидравлические процессы могут иметь характер гидравлического удара или квазистационарного режима. Первые характеризуются существенными значениями мгновенных давлений и вызываются, как правило, аварийным отключением (включением) сетевых и перекачивающих насосных агрегатов под нагрузкой, несанкционированным закрытием (открытием) запорно-регулирующей арматуры, вызванными разрывами трубопроводов, понижением давления в отдельных точках системы до давления насыщения водяного пара. Квазистационарные режимы вызываются монотонными длительными возмущениями, например плановым закрытием головных задвижек трубопроводов при отключении магистралей.
1.5. Наибольшую опасность для оборудования СЦТ представляют гидравлические режимы, имеющие характер гидравлического удара. Процессы изменения расходов и давлений, происходящие в этих режимах, развиваются за относительно короткие промежутки времени (0,5-30 с) и со значительными амплитудами.
1.6. Возможность возникновения неустановившихся гидравлических режимов в СЦТ, сопровождающихся возникновением недопустимых давлений, обусловливает необходимость применения методов защиты в указанных режимах.
Выбор защитных устройств и мероприятий при неустановившихся гидравлических режимах в СЦТ необходимо базировать на данных расчетных или экспериментальных исследований неустановившихся гидравлических режимов при наиболее часто встречающихся в практике эксплуатации возмущениях, вызванных отказами в работе оборудования СЦТ. При этом рассматривается, как правило, задача комплексной защиты СЦТ.
Под "комплексной защитой" оборудования СЦТ понимается система защит, предотвращающая возникновение недопустимых давлений на оборудовании водоподогревательной установки источника тепловой энергии, тепловых сетей, систем теплопотребления.
1.7. Разработано и экспериментально апробировано несколько методик расчета переходных гидравлических режимов в СЦТ, позволяющих выполнять расчетное исследование.
В частности, ОАО "Объединение ВНИПИэнергопром" с участием СЭИ СО РАН разработаны методика и программа гидравлического расчета параметров переходных гидравлических режимов, которая с достаточной точностью позволяет моделировать гидродинамические процессы в СЦТ при различных возмущениях исходных режимов работы системы. С помощью программы осуществляются расчеты в СЦТ различной степени сложности.
На основе указанной методики разработана упрощенная методика определения параметров нестационарных процессов СЦТ и , которая имеет ограниченное применение в основном в СЦТ с одним источником тепловой энергии и ограниченным количеством насосных станций.
В АО "Фирма ОРГРЭС" используется программа "DROP" теплогидравлического расчета параметров переходных режимов СЦТ, в том числе с учетом возможного вскипания и последующей нестационарной конденсации сетевой воды, разработанная на базе программного комплекса "ROSA" Научно-исследовательским и конструкторским институтом энерготехники (Минатом России).
Кроме того, АО "Фирма ОРГРЭС", "Уралтехэнерго" и другими наладочными организациями разрабатываются рекомендации по системам защит на основании данных экспериментальных исследований.
Для определения комплексной системы защит СЦТ от недопустимых изменений давлений в зависимости от конфигурации СЦТ, протяженности тепловых сетей, количества источников тепловой энергии, насосных станций в тепловых сетях, сложности рельефа местности следует применять расчетный, экспериментальный или совместный расчетно-экспериментальный метод.
Использование в ряде случаев только экспериментального метода ограничено следующим:
необходимостью значительного объема измерений и приборного обеспечения соответствующих работ, что возможно только при развитой системе телемеханизации, причем с обеспечением достаточной точности измерений и скорости опроса первичных преобразователей; малоинерционностью измерительных цепей;
необходимостью задействования на период испытаний практически всего тракта сетевой воды, включая источник тепла и магистральные тепловые сети с насосными станциями, что трудно осуществить на практике ввиду необходимости проведения сложных работ по подготовке тепловой сети (отключения потребителей тепла, открытия циркуляционных перемычек и др.) с привлечением большого числа персонала;
в связи с трудностями, а в ряде случаев с невозможностью создания всех вероятных возмущений гидравлического режима из-за их большого количества, а при ориентации лишь на максимальные возмущения (например, полное отключение сетевых насосов источника тепловой энергии) - невозможностью их осуществления на практике без риска повреждения оборудования.
1.8. Для защиты оборудования СЦТ разработаны и применяются противоударные устройства. Среди устройств, обеспечивающих понижение давления за счет сброса теплоносителя в дренажные емкости, наибольшее применение нашли гидрозатворы-переливы, быстродействующие сбросные клапаны, разрывные мембраны.
Помимо этого используются мероприятия, позволяющие исключить или уменьшить повышение давления в аварийных переходных гидравлических режимах. К таким мероприятиям относятся внесение изменений в схему электроснабжения электродвигателей, устройство системы динамической защиты (в случае наличия в СЦТ нескольких насосных станций или двухступенчатой схемы сетевых насосов), установка обратных клапанов на обводных линиях насосных станций, изменение времени и закона закрытия (открытия) запорнорегулирующих устройств.
1.9. В настоящих Методических указаниях приведены требования к объему, техническим средствам и условиям проведения испытаний, а также рекомендации по составлению программы испытаний, выбору возмущающих воздействий на сеть при проведении испытаний и обработке полученных результатов.
1.10. При проведении испытаний следует учитывать требования ПТЭ и ПТБ .
2. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДА ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ НЕСТАЦИОНАРНЫХ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ СЦТ, ОСНОВНЫЕ ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ ИСПЫТАНИЙ
Испытания, регламентируемые настоящими Методическими указаниями, реализуют метод экспериментального определения параметров переходных гидравлических режимов в СЦТ, который заключается в искусственном создании в реальной СЦТ схемы, гидравлический режим которой в достаточной мере имитирует ее (СЦТ) реальные схему и гидравлический режим, и ряда возмущений исходного гидравлического режима с одновременной регистрацией и контролем текущих параметров сетевой воды в нескольких контрольных точках с последующими анализом полученных динамических характеристик изменения этих параметров, оценкой динамических свойств элементов СЦТ и реакции системы на созданные возмущения, определением необходимости проведения защитных мероприятий.
Указанный метод, как правило, может быть применен для непосредственного определения параметров переходных гидравлических процессов. Экспериментальный метод не является универсальным для всех СЦТ и для решения любых задач по определению параметров нестационарных гидравлических режимов.
2.1. Область применения экспериментального метода и настоящих Методических указаний определяется в зависимости от степени сложности СЦТ. Критерии для определения степени сложности СЦТ приведены в табл. 1.
Таблица 1
Критерии выбора способа определения опасности переходных гидравлических режимов по признакам сложности СЦТ
| Признаки сложности СЦТ | Степень сложности СЦТ | ||
| низшая* | средняя | высокая | |
| Количество источников тепловой энергии, работающих на единую тепловую сеть | 1 | 1 | Более 1 |
| Количество магистралей от источника тепловой энергии | До 3 | До 3 | Любое |
| Количество групп сетевых насосов источника тепловой энергии локальной (гидравлически изолированной) СЦТ | 1 | 2 | Более 2 |
| Максимальный радиус действия тепловых сетей | До 10000 м | До 10000 | Любой |
| Количество теплопотребляющих ответвлений тепловых сетей | До 20 | От 20 до 50 | От 50 до 100 |
| Вид тепловой сети: | |||
| радиальная | Да | Да | Любая |
| кольцевая | Нет | Нет | |
| Количество подкачивающих насосных станций (ПНС) | 1 | 1 | Любое |
| Характер рельефа местности | Монотонный | Монотонный | Переменный |
| Максимальная разность геодезических отметок отдельных элементов СЦТ | Менее 20 м | От 20 до 40 м | Любая |
| * К низшей категории сложности также (кроме указанных в табл. 1) следует отнести локальные участки, такие как одна из магистралей от источника тепловой энергии, имеющего 3 и более выводов, с установленной на ней подкачивающей насосной станцией (ПНС) с расходом по магистрали, не превышающим средний суммарный расход сетевой воды на источнике тепловой энергии, отнесенный к количеству магистралей. | |||
С учетом степени сложности СЦТ экспериментальный метод и настоящие Методические указания допускается применять для определения параметров нестационарных гидравлических режимов:
при решении задач защиты локальных участков и отдельных элементов СЦТ, а также при решении задачи комплексной защиты СЦТ низшей степени сложности;
при решении задачи комплексной защиты СЦТ и локальных ее участков средней степени сложности, а также оценке степени влияния испытываемых локальных участков на остальную тепловую сеть с дополнительным проведением расчетов с использованием упрощенной методики (разработанной ОАО "ВНИПИэнергопром" с участием АО "Фирма ОРГРЭС") и ;
при решении задачи комплексной защиты СЦТ либо отдельных элементов СЦТ высокой степени сложности (уточнения динамических характеристик СЦТ) при обязательном выполнении расчетов по полной схеме на ЭВМ (методики, используемые ОАО "ВНИПИэнергопром" и АО "Фирма ОРГРЭС");
при проведении проверки работы и уточнения уставок смонтированных систем защит (этот вид работ относится ко всем СЦТ вне зависимости от их сложности).
2.2. Основными целями испытаний СЦТ при нестационарных гидравлических режимах работы являются определение их опасности для оборудования систем СЦТ при встречающихся в практике эксплуатации аварийных возмущениях, выявление экстремально возможных давлений, времени их возникновения и т.п. для последующего определения средств защиты и технических характеристик устройств защиты, выявление реальных динамических характеристик СЦТ для использования их в последующих расчетных исследованиях переходных гидравлических режимов, проверка работы смонтированных систем защит от недопустимых изменений давлений.
2.3. Требования к установлению исходного гидравлического режима, к приборному обеспечению и другие при проведении испытаний в зависимости от поставленной задачи и степени сложности конкретной СЦТ различны.
Приводимые ниже основное содержание испытаний СЦТ и состав работ (разд. 3 настоящих Методических указаний) определены для двух групп задач:
2.3.1. I группа задач: определение параметров нестационарных гидравлических режимов для:
2.3.1.1. разработки комплексной защиты СЦТ низшей и средней степеней сложности;
2.3.1.2. разработки защиты локальных участков СЦТ низшей степени сложности;
2.3.1.3. проверки работы смонтированных систем защит от недопустимых изменений давлений низшей и средней степеней сложности.
2.3.2. II группа задач: определение параметров нестационарных гидравлических режимов для:
2.3.2.1. разработки комплексной защиты СЦТ высокой степени сложности;
2.3.2.2. разработки защиты локальных участков СЦТ средней и высокой степеней сложности с определением воздействия защиты на другие участки СЦТ;
2.3.2.3. проверки работы смонтированных систем защит от недопустимых изменений давлений в СЦТ высшей степени сложности.
2.4. Объем испытаний, конкретные возмущающие воздействия и их значения определяются поставленными целями и задачами, ограничиваются возможностями технологического оборудования, обоснованными предварительными расчетами параметров нестационарных гидравлических режимов по соответствующей упрощенной методике и отражаются в технической и рабочей программах испытаний.
2.5. Результатами испытаний являются измеренные параметры нестационарных гидравлических режимов СЦТ.
3. ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ ИСПЫТАНИЙ СЦТ ПРИ НЕСТАЦИОНАРНЫХ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ РЕЖИМАХ
Конкретный состав работ при проведении испытаний разделяется на три этапа.
I. Подготовительный этап.
Включает следующие виды работ:
анализ системы теплоснабжения и постановка задачи испытаний;
составление перечня возмущающих воздействий при проведении испытаний; определение допустимости создаваемых возмущений;
определение конфигурации СЦТ, задействованной в период испытаний, температурного и гидравлического режимов СЦТ в период испытаний;
определение объема измерений, приборного обеспечения испытаний;
составление технической и рабочей программ испытаний;
обеспечение требований безопасности.
II. Экспериментальный (основной) этап.
Включает такие виды работ, как:
подготовка экспериментального испытательного контура и других элементов СЦТ к испытаниям;
создание и регулировка исходного испытательного режима;
тарирование, подключение и проверка регистрирующих приборов, их синхронизация, проверка каналов связи;
внесение возмущений в испытательный гидравлический режим и регистрация динамических характеристик в намеченных контрольных точках СЦТ;
обследование тепловой сети после завершения испытаний, выявление и устранение при необходимости повреждений СЦТ;
восстановление эксплуатационного гидравлического и температурного режима СЦТ.
III. Аналитический (заключительный) этап.
Состав работ этого этапа следующий:
расшифровка экспериментальных данных и их представление в удобной для анализа форме;
предварительный анализ экспериментальных данных, выявление и исключение недостоверных результатов измерений;
анализ экспериментальных данных, анализ переходных гидравлических характеристик по участкам сети, определение зон недопустимых давлений, составление перечня оборудования, требующего защиты;
разработка защитных мероприятий, определение характеристик защитных устройств.
3.1. Подготовительный этап испытаний СЦТ при нестационарных гидравлических режимах
3.1.1. Анализ системы теплоснабжения и постановка задачи испытаний
Для принятия обоснованного решения о проведении испытаний СЦТ при нестационарных гидравлических режимах необходимо провести анализ СЦТ.
В ходе анализа СЦТ необходимо рассмотреть следующую основную исходную информацию:
схему тепловых сетей с указанием длин участков, диаметров трубопроводов, расчетных расходов теплоносителя;
пьезометрические графики тепловой сети в соответствии с зимним рабочим гидравлическим режимом тепловой сети;
принципиальные схемы источников тепловой энергии и подкачивающих насосных станций с перечнем установленного оборудования;
тип системы теплоснабжения (открытая, закрытая);
схемы присоединения теплопотребляющих установок (зависимая, независимая);
допустимые значения давлений для оборудования источников тепловой энергии, тепловых сетей, систем теплопотребления;
перечень защит, используемых на оборудовании водоподогревательных установок источников тепловой энергии, тепловых сетей, систем теплопотребления.
На основании анализа вышеперечисленной исходной информации в соответствии с п. 2.1 определяются степень сложности СЦТ и допустимость применения испытаний тепловых СЦТ в соответствии с настоящими Методическими указаниями.
В ходе анализа СЦТ следует также проанализировать сведения об отказах оборудования, имевших место в рассматриваемой СЦТ, и связанных с ними повреждениях оборудования источников тепла, тепловых сетей, систем теплопотребления по причинам их возникновения, а также о возможных нарушениях в работе оборудования. На основании этого анализа и общего решения о проведении испытаний в соответствии п. 2.3 определяются конкретные задачи испытаний СЦТ при нестационарных гидравлических режимах.
При планировании испытаний допускается намечать одновременное решение нескольких задач.
3.1.2. Составление перечня возмущающих воздействий при проведении испытаний, определение допустимости создаваемых возмущений
Перечень возмущающих воздействий определяется типом поставленной задачи на основе анализа режимов работы СЦТ и критерия сложности рассматриваемой СЦТ.
3.1.2.1. Для задач I и II групп по пп. 2.3.1.1; 2.3.1.2; 2.3.2.1 и 2.3.2.2 необходимо предусматривать следующие возмущения исходного гидравлического режима:
аварийное полное отключение сетевых насосов источника тепловой энергии;
аварийное частичное отключение сетевых насосов источника тепловой энергии;
аварийное полное отключение насосов подкачивающих насосных станций;
аварийное частичное отключение насосов подкачивающих насосных станций;
несанкционированное закрытие (открытие) запорной арматуры, исполнительных устройств автоматических систем регулирования и защиты (АСРиЗ); необходимость выполнения указанных действий должна определяться на основании анализа схемы автоматизации гидравлического режима СЦТ и выявления возможности несанкционированного закрытия (открытия) клапанов рассечки, регуляторов давления и др.;
проверка функционирования АСРиЗ для обеспечения безопасных переходных гидравлических режимов при регулировании и срабатывании системы защиты.
3.1.2.2. При проведении испытаний для проверки работы смонтированных систем защит от недопустимых изменении давлений в СЦТ любой степени сложности (при решении задач по пп. 2.3.1.3 и 2.3.2.3) следует предусматривать возмущения исходного режима, соответствующие тем аварийным ситуациям, для защиты от которых предназначены испытываемые системы защит. При проведении испытаний гидравлических АСРиЗ необходимо учитывать требования и .
3.1.2.3. Определение возможных вариантов аварийных отключений сетевых насосов источников тепла, насосов подкачивающих насосных станций по п. 3.1.2.1 и временных интервалов перерыва в электроснабжении насосных агрегатов выполняется на основе анализа схемы электроснабжения электродвигателей сетевых насосов. Допускается дополнять п. 3.1.2.1 возмущениями, связанными с отключениями или пуском насосов подпитки тепловой сети, с пуском и АВР сетевых насосов источника тепловой энергии или подкачивающих насосов насосных станций.
3.1.2.4. Выбор системы защиты в переходных гидравлических режимах для задач II группы предусматривает сочетание расчетного и экспериментального методов, поэтому до проведения испытаний выполняются предварительные расчеты, на основании которых определяется необходимый перечень возмущений для их имитации при проведении испытаний.
3.1.2.5. Допустимость возмущений, подводимых к оборудованию испытываемой СЦТ, определяется на основании предварительных расчетов переходных гидравлических режимов.
Оценка допустимости возмущений, создаваемых в испытываемой СЦТ низшей степени сложности, производится в соответствии с и .
Проведение испытаний в системах средней степени сложности предусматривает использование экспериментального метода в сочетании с расчетным (в частности, с использованием упрощенных расчетных зависимостей и ). В соответствии с результатами предварительных расчетов определяются возможные максимальные значения давлений и допустимость каждого рассматриваемого возмущения.
Для СЦТ высокой степени сложности перечень и допустимость подводимых возмущений определяются на основании расчетов в соответствии с требованиями п. 2.1.3.
3.1.3. Конфигурация СЦТ, задействованной в период испытаний
3.1.3.1. Для задач I группы требования к конфигурации СЦТ в период испытаний должны обеспечить имитацию работы, максимально соответствующую реальным условиям СЦТ:
в испытаниях должны участвовать, как правило, все тепломагистрали от источника тепловой энергии. Допускается исключение из состава испытаний выводов с источника тепловой энергии, суммарный расход сетевой воды через которые (G сумм.маг. i ) составляет менее 10% расчетного суммарного расхода сетевой воды данного источника тепловой энергии (G сумм.ист), т.е. G сумм.маг. i < 0,1 G сумм.ист;
отопительные системы потребителей тепла на период испытаний, как правило, должны быть отключены. Решение о допустимости участия оборудования отдельных потребителей тепла в испытаниях должно быть обосновано расчетами, выполненными с учетом требований безопасности данных потребителей;
циркуляционные перемычки между подающим и обратным трубопроводами (степень их открытия) должны обеспечивать имитацию зимнего гидравлического режима с расходом сетевой воды, соответствующим расчетному расходу при температуре теплоносителя в точке излома температурного графика. При реальной работе СЦТ на повышенных (относительно зимних расчетных расходов) расходах теплоносителя допускается проведение испытаний с имитацией реальных гидравлических режимов;
имитация ответвлений от основной магистрали тепловой сети осуществляется открытием циркуляционных перемычек на данной магистрали при выполнении условий:
Расчетный расход сетевой воды (G отв) через имитируемое ответвление составляет менее 10% расчетного расхода по основной магистрали (G маг) на выходе из источника тепловой энергии, а также если протяженность данного ответвления (L отв) составляет менее 250 м (в двухтрубном исчислении). т.е. G отв < 0,1 G маг и L отв < 250 м;
Если G отв > 0,1 G маг, или L отв > 250 м, то имитация режима работы ответвления осуществляется открытием циркуляционной перемычки в конце данного ответвления;
допускается имитация гидравлического режима работы установок группы потребителей тепла с суммарным расходом сетевой воды через них (G сум.гр.потр) менее 10% от G маг путем открытия перемычек между подающим и обратным трубопроводами основной магистрали, т.е. G сум.гр.потр < 0,1 G маг. Открываемые перемычки должны находиться, как правило, после имитируемой группы потребителей;
концентрированные тепловые нагрузки (1-2 крупных потребителей тепла с расчетным расходом сетевой воды G потр более 10% G маг, т.е. при G потр > 0,1 G маг) имитируются открытием одной или нескольких перемычек у данных потребителей.
3.1.3.2. Для задач II группы следует принимать конфигурацию СЦТ, как правило, в соответствии с требованиями, предъявленными к задачам I группы.
При невозможности обеспечения указанных требований допускается исключение части выводов от источника тепловой энергии и части ответвлений от основной магистрали с тем, чтобы суммарный расход сетевой воды от источника тепловой энергии не был ниже 70% расчетного расхода сетевой воды в зимний период эксплуатации. В этом случае необходимо выполнение сопоставительных расчетов по условиям эксперимента для последующей корректировки расчетных схем (при необходимости) и выполнения расчетов исследований переходных гидравлических режимов для всего диапазона возможных аварийных возмущений.
3.1.3.3. При определении конфигурации локальных участков СЦТ используются требования пп. 3.1.3.1 и 3.1.3.2 применительно непосредственно к участкам.
3.1.4. Температурный и гидравлический режимы СЦТ в период испытаний
3.1.4.1. Температура сетевой воды в период проведения испытаний во всех точках СЦТ, задействованной на период испытаний, должна быть не более 40°С, согласно . Водоподогревательное оборудование источника тепловой энергии на период испытаний должно быть отключено.
3.1.4.2. Во время испытаний в СЦТ устанавливается гидравлический режим, соответствующий зимнему эксплуатационному гидравлическому режиму.
Распределение давлений по основным магистралям тепловой сети должно соответствовать зимнему режиму с отклонениями ±0,05 МПа (±0,5 кгс/см 2).
3.1.4.3. До начала испытаний, после регулировки режимов тепловой сети, задействованной в испытаниях, должна проводиться регистрация давлений сетевой воды в исходном режиме (манометрическая съемка).
Регистрация давлений сетевой воды в исходном режиме производится в узловых точках СЦТ:
до и после задвижек на циркуляционных перемычках, на насосных станциях тепловой сети;
до и после перекачивающих насосов;
до и после регулирующих клапанов;
до и после сетевых насосов на коллекторах источника тепла;
до и после сетевых подогревателей и водогрейных котлов.
Регистрация давлений сетевой воды в исходном режиме должна производиться с учетом реального положения манометров относительно оси трубопровода.
3.1.4.4. расход сетевой воды в тепловой сети и на источнике тепловой энергии контролируется по штатным измерительным приборам. При отсутствии расходомеров (счетчиков количества теплоносителя) на насосных станциях тепловой сети расход сетевой воды через насосные агрегаты контролируется по токовой нагрузке приводов насосов.
3.1.4.5. На период испытаний отключаются отопительные системы всех потребителей тепла, подключенных по зависимой схеме, а также потребителей тепла, подключенных по независимой схеме, расположенные на нижних геодезических отметках.
В открытых системах теплоснабжения целесообразно отключение максимального количества потребителей тепла по горячей воде с целью имитации режимов с минимальным водоразбором ("ночной режим"), являющихся наиболее опасными при прохождении переходных гидравлических режимов.
3.1.4.6. Гидравлический режим водоподогревательной установки источника тепла имитируется частичным открытием задвижек на байпасных линиях теплообменного оборудования.
3.1.4.7. На период испытаний все технологические защиты должны находиться в работоспособном состоянии.
Допускается отключение отдельных технологических защит (например, АВР сетевых или перекачивающих насосов при риске нестационарной конденсации вскипевшего в верхних точках сети теплоносителя при их повторном пуске), что должно обосновываться расчетами, либо при решении локальной задачи - проверкой значений уставок технологических защит.
3.1.5. Технические требования к приборному обеспечению испытаний
3.1.5.1. При проведении испытаний должны использоваться средства измерений, обеспечивающие визуальный контроль и регистрацию параметров (давления, температуры, расхода сетевой воды) исходного стационарного режима, промежуточных (между переходными режимами) и конечного стационарного режима сети.
Визуальный контроль и регистрация параметров стационарных режимов могут производиться с помощью установленных измерительных приборов, используемых при эксплуатации СЦТ и имеющих действующие поверительные (калибровочные) клейма, при необходимости устанавливаются дополнительные средства измерений.
3.1.5.2. При проведении испытаний должны использоваться средства и системы измерений, обеспечивающие измерение и регистрацию изменения во времени текущих параметров гидравлических переходных процессов - мгновенных давлений, при необходимости частоты вращения роторов отключаемых (пускаемых) насосных агрегатов и расхода сетевой воды. Указанные средства и системы измерений должны удовлетворять общим технологическим требованиям, перечисленным ниже:
включение (присоединение) датчика-преобразователя не должно заметно изменять (искажать) статические и динамические свойства объекта, характеристики которого определяются (например, импульсные гидравлические линии для подключения первичных преобразователей должны иметь ограниченную протяженность и гидравлическую емкость, большую механическую жесткость; не допускается завоздушивание этих линий, оптимальным является установка датчиков непосредственно на трубопровод без гидравлической импульсной линии);
инерционность систем измерений должна быть пренебрежительно мала (не менее чем в десять раз) по сравнению с инерционностью испытываемой СЦТ и задействованного в испытаниях оборудования;
быстродействие системы измерения должно обеспечивать удовлетворительное построение кривой переходного процесса, для чего должно составлять не менее двух измерений в секунду; при применении контрольно-измерительной аппаратуры с выводом информации на магнитные носители частота опроса каждого датчика должна соответствовать указанному значению;
электрическая коммутационная сеть и измерительные приборы должны быть малочувствительны к внешним электромагнитным возмущениям (наводкам);
регистрирующие приборы должны быть синхронизированы по времени;
конструкция, тип исполнения, способ установки средств измерений, класс изоляции, а также соединительных проводов должны соответствовать параметрам электросети, условиям окружающей среды и требованиям соответствующих разделов Правил устройства электроустановок ;
при проведении испытаний следует пользоваться средствами испытаний, поверенными (калиброванными) или аттестованными в установленном Госстандартом России порядке и имеющими действующие поверительные клейма или свидетельства о поверке или аттестации.
3.1.5.3. Уровень метрологического обеспечения средств измерений должен соответствовать рекомендациям .
3.1.5.4. Основными видами средств измерений при проведении испытаний являются измерительные приборы и измерительные преобразователи.
Средства измерений с дистанционной передачей показаний, как правило, должны быть унифицированными. Диапазон изменения унифицированного электрического сигнала постоянного тока может составлять:
3.1.6. Требования к точности измерительных приборов
3.1.6.1. Для осуществления визуального контроля давлений в СЦТ при исходном стационарном режиме допускается использовать измерительные приборы (манометры, измерительные системы - датчик и вторичный прибор), обеспечивающие абсолютную погрешность не более ±0,02 МПа (±0,2 кгс/см 2).
3.1.6.2. Для осуществления контроля расхода сетевой воды в СЦТ допускается использовать измерительные приборы, обеспечивающие относительную погрешность измерений не более ±5%.
3.1.6.3. Для измерения значений возмущающих воздействий и реакции системы по давлению на возмущающие воздействия с автоматической регистрацией результатов допускается использовать измерительные системы, обеспечивающие:
абсолютную погрешность измерения давления 0,02 МПа (0,2 кгс/см 2),
абсолютную погрешность измерения времени 0,05 с.
3.1.7. Объем измерений
Необходимый объем измерений определяется задачей испытаний.
3.1.7.1. В период проведения испытаний при решении задач I и II группы по пп. 2.3.1.1; 2.3.1.2; 2.3.2.1 и 2.3.2.2 необходимо проводить следующие измерения.
3.1.7.1.1. Регистрацию изменения давлений во времени в контрольных точках СЦТ:
на источнике тепла:
В обратном и подающем коллекторах сетевой воды (при поддержании различных режимов для отдельных тепломагистралей также на выводах тепловой сети от источника тепла);
Во всасывающих и напорных коллекторах каждой группы сетевых насосов;
На выходе и входе в сетевые теплообменники источника тепла, водогрейные котлы при протяженности внутристанционных сетевых трубопроводов более 200 м, связывающих коллекторы насосных агрегатов с водогрейными котлами или сетевыми подогревателями, а также при блочной схеме ТЭЦ с отсутствием гидравлических связей между аналогичными ступенями сетевых подогревателей различных блоков;
в тепловых сетях:
Во всасывающем и в напорном коллекторах перекачивающих насосных станций;
До и после клапанов рассечки тепловой сети на гидравлически изолированные зоны;
До (по ходу воды) сбросных защитных устройств (при применении сбросных клапанов с гидроприводами целесообразно регистрировать давление в надмембранном пространстве клапанов или на соответствующих импульсных линиях);
На отдельных участках тепловых сетей (например, на ответвлениях к потребителям тепла, расположенных на низких геодезических отметках, или на участках сети, в которых возможно вскипание теплоносителя в эксплуатационных условиях), перечень которых определяется в составе результатов предварительных расчетов.
3.1.7.1.2. При необходимости (как правило, при решении задач по п. 2.3.1.1) - регистрацию изменения частоты вращения роторов отключаемых насосных агрегатов (по одному из каждого типа насосных агрегатов).
3.1.7.2. В период проведения испытаний при решении задач I и II группы по пп. 2.3.1.2, 2.3.1.3, 2.3.2.2, 2.3.2.3 допускается ограничивать объем измерений по п. 3.1.7.1 точками СЦТ, расположенными непосредственно в пределах выделенного для испытаний локального объекта и на участках СЦТ, граничащих с выделенным объектом, если предварительные расчеты параметров переходных гидравлических режимов при подводимых возмущениях с учетом действия средств защиты не превышают предельно допустимых значений для остальных участков (объектов) СЦТ.
3.1.7.3. Для всех видов задач I и II групп проводится:
контроль и ручная (или с помощью средств телемеханизации) регистрация давлений в контрольных точках СЦТ до начала основного этапа испытаний (исходный режим) и в течение всего основного этапа испытаний не реже одного измерения в 10-15 мин с записью результатов измерений в журналы наблюдений или (в случае применения средств телемеханизации) на магнитные носители;
контроль расходов сетевой воды в контрольных точках СЦТ до начала и в период проведения основного этапа испытаний:
На источнике тепла по каждой магистрали тепловой сети в подающем и обратном трубопроводах и подпиточной воды;
В тепловых сетях через подкачивающие насосные станции.
3.1.8. Составление технической и рабочей программ испытаний
При подготовке испытаний необходимым этапом является составление технической и рабочей программ испытаний.
Техническая и рабочая программы испытаний должны разрабатываться в соответствии с и подлежат согласованию в тех организациях, оборудование и персонал которых задействуется при испытаниях.
3.1.8.1. Техническая программа устанавливает цель и сроки проведения испытаний и этапы испытаний, режимы работы оборудования элементов СЦТ, режимы работы источника тепла, тепловой сети, систем теплопотребления на каждом этапе испытаний, отклонение параметров в процессе испытаний и их предельные значения, а также оговаривает методы проведения испытаний и регистрации параметров.
3.1.8.2. Рабочая программа устанавливает исходное состояние системы и оборудования, последовательность технологических операций при подготовке, проведении и прекращении испытаний, требования к поддержанию основных параметров оборудования, меры безопасности.
3.1.8.3. Техническая программа должна содержать следующие разделы:
цели работы и объект испытаний;
подготовительные работы. В данном разделе необходимо дать следующие сведения:
Объем и сроки проведения комплекса работ, предшествующих проведению испытаний;
Перечень специальной регистрирующей аппаратуры и места установки датчиков;
Точное обозначение задействованных в испытаниях участков тепловой сети, перемычек и ответвлений; перечень задействованного, а также отключенного оборудования насосных станций, источника тепла и систем теплопотребления и дается описание испытательного контура;
условия проведения испытаний. В данном разделе приводятся следующие сведения:
Перечень параметров, характеризующих режим работы тепловой сети и оборудования, о которых сообщается руководителю работ перед каждым опытом и после его завершения;
Порядок передачи операторам на объектах СЦТ команд и подтверждения получения этих команд;
Порядок синхронизации работы регистрирующей аппаратуры на различных объектах;
Порядок выполнения команд операторами на объектах, в том числе порядок отключения насосного оборудования или имитации других нарушений работы сети;
перечень этапов испытаний, общее время проведения работ. В данном разделе даются следующие сведения:
Перечень этапов в соответствии с последовательностью проведения опытов (перечень следует составлять в соответствии с выполненным ранее анализом СЦТ, предварительным расчетом переходных процессов в сети и последовательным нарастанием интенсивности возмущающих воздействий);
Перечень факторов, определяющих переход к следующему этапу, отмену этапов или прекращение испытаний;
режимы работы задействованного оборудования. В данном разделе даются следующие сведения:
Режим работы задействованного оборудования источника тепловой энергии и тепловой сети;
Перечень отключенного оборудования;
Перечень задействованных и отключенных потребителей тепла;
Температурный режим оборудования во время испытаний;
Предельные значения параметров сетевой воды для различных точек тепловой сети и систем теплопотребления;
порядок прекращения испытаний;
перечень организаций и лиц, ответственных за обеспечение и проведение испытаний и согласование технической и рабочей программ;
перечень мер по безопасному проведению испытаний.
3.1.8.4. Рабочая программа должна содержать следующие разделы:
объем подготовительных работ, обеспечивающих проведение испытаний. В данном разделе даются следующие сведения:
Порядок руководства проведением испытаний с перечнем должностных лиц, ответственных за проведение испытаний, руководителя испытаний и его заместителей и места их расположения во время испытаний;
Порядок создания испытательного контура с указанием задействованных участков трубопроводов, тепловых камер, перемычек и ответвлений к потребителям с перечнем закрытой и открытой запорной арматуры, а также перечнем задействованных регуляторов и их уставок, устройств технологической защиты;
Перечень задействованного насосного оборудования на источнике и насосных станциях с указанием о включении или отключении системы АВР;
Перечень регистрирующей аппаратуры с указанием пределов измерений, контролируемых параметров и точек установки датчиков;
Перечень средств связи и способов передачи информации руководителю испытаний;
Состояние системы с данными по исходному стационарному режиму с указанием расходов среды по задействованным магистралям, перемычкам и ответвлениям, температуры сетевой воды, давлений в контрольных точках;
перечень и последовательность технологических операций при проведении запланированных опытов и их исполнители. В данном разделе даются следующие сведения:
В соответствии с перечнем опытов последовательность операций, производимых при проведении каждого из запланированных опытов, и исполнители этих операции;
Указания о возможной корректировке хода испытаний по промежуточным результатам испытаний;
Указания по порядку прекращения испытаний и выводу из работы задействованного оборудования СЦТ (здесь же приводятся данные по параметрам и режимам системы после прекращения испытаний или порядку создания требуемого стационарного режима);
указания о подготовке персонала к проведению испытаний. В данном разделе даются следующие сведения:
Проведение необходимого инструктажа, указания об объектах и оборудовании, требующих повышенного внимания;
Меры безопасности для персонала;
Уточнение действий персонала при возможных незапланированных отключениях и включениях оборудования.
К рабочей программе прилагаются при необходимости схема испытательного контура, схема используемых при испытаниях трубопроводов источника тепловой энергии, пьезометрический график исходного стационарного режима испытываемой магистрали и другие технические материалы.
3.1.9. Требования безопасности
Реализация экспериментального метода определения параметров переходных гидравлических режимов сопровождается воздействием на элементы СЦТ повышенных давлений, причем значения давлений в непредвиденных случаях (при ошибках в предварительных расчетах, плохом техническом состоянии оборудования и трубопроводов и др.) могут выйти за пределы допустимых по условиям прочности для трубопроводов и оборудования.
Подготовка СЦТ к испытаниям сопровождается временной установкой контрольно-измерительных приборов, а испытания - использованием технологического оборудования в нештатных режимах, отключением некоторых устройств технологической защиты.
Комплекс мероприятий по технике безопасности проводимых при подготовке испытаний должен иметь целью разработку и реализацию организационных мероприятий, направленных на предотвращение воздействия на персонал СЦТ опасных факторов при проведении испытаний.
Перед испытаниями проводится инструктаж задействованного персонала по действиям на рабочих местах во время испытаний.
Временная установка приборов с электропитанием должна производиться с учетом требований ПУЭ .
Средства защиты, используемые приборы и приспособления должны соответствовать нормативным документам по охране труда.
Планируемые на период испытаний мероприятия по безопасности и условия работы задействованного персонала на временных рабочих местах должны соответствовать требованиям и других отраслевых нормативно-технических документов.
3.2. Экспериментальный (основной) этап испытаний СЦТ при нестационарных гидравлических режимах
В начале основного (экспериментального) этапа испытаний перед проведением экспериментов (опытов) в соответствии с технической и рабочей программами испытаний должны быть выполнены следующие работы:
тарировка, подключение и проверка регистрирующих приборов, их синхронизация, проверка каналов связи;
инструктаж и расстановка персонала, участвующего в испытаниях;
необходимые переключения в СЦТ и регулировка исходного гидравлического режима испытаний;
регистрация параметров исходного гидравлического режима и проверка соблюдения требований к его созданию, при необходимости дополнительные работы по регулировке.
По окончании указанных работ руководитель испытаний принимает решение о начале проведения первого опыта, о чем по задействованным каналам связи сообщает оперативному персоналу, непосредственно участвующему в создании возмущающих воздействий и регистрации динамических характеристик параметров гидравлического режима.
3.2.1. Внесение возмущений в испытательный гидравлический режим и регистрация динамических характеристик в намеченных контрольных точках СЦТ
3.2.1.1. Внесение каждого возмущения в испытательный гидравлический режим производится в соответствии с утвержденной рабочей программой испытаний с соблюдением приведенной в ней последовательности каждой операции.
3.2.1.2. До начала проведения каждого опыта (внесения возмущения) операторы оборудования, создающего возмущение (т.е. пуск или останов которого вносит испытываемое возмущение), сообщают руководителю испытаний о готовности к выполнению команд.
3.2.1.3. Руководитель испытаний отдает команду о проведении очередного опыта и объявляет точное время внесения возмущения. Промежуток времени с момента объявления команды до момента внесения возмущения должен быть достаточным для прохождения (передачи) команды руководителя испытаний до всех лиц из числа оперативного персонала, задействованного на период испытаний непосредственно для выполнения его команд.
3.2.1.4. Операторы оборудования, создающего возмущение, и операторы быстродействующих регистрирующих измерительных приборов подтверждают получение данной команды.
3.2.1.5. Операторы быстродействующих регистрирующих измерительных приборов за 5-20 с (в зависимости от инерционности быстродействующих регистрирующих приборов) до установленного времени включают электронные устройства опроса первичных преобразователей и (или) лентопротяжные механизмы самопишущих регистрирующих приборов.
3.2.1.6. Операторы оборудования, создающего возмущение, точно в назначенное время наносят требуемое в данном опыте возмущение (посредством пуска или останова оборудования, закрытия или открытия арматуры и т.п.) в соответствии с рабочей программой испытаний.
3.2.1.7. После стабилизации давления в контрольных точках (±0,05 МПа) операторы быстродействующих регистрирующих измерительных приборов отключают регистрирующие приборы и сообщают руководителю работ о завершении регистрации параметров.
3.2.1.8. По окончании регистрации руководитель испытаний должен оперативно опросить участников испытаний на предмет успешности проведенных операций по регистрации параметров, срабатыванию защит, устройств регулирования и другого оборудования, работа которых предусматривалась в период проведения опыта. По результатам проведенного опроса руководитель работ оценивает результаты опыта с точки зрения необходимости его повторного проведения.
Параллельно производится опрос оперативного персонала источника тепла, тепловых сетей, в том числе выставленных наблюдателей, о нарушениях в работе оборудования, разрывах трубопроводов, задействованных на период испытаний, недопустимых изменениях параметров теплоносителя, не предусмотренных рабочей программой испытаний, и т.п.
На основании результатов оперативного опроса руководитель работ принимает решение о повторении опыта, продолжении испытаний либо досрочном их прекращении.
3.2.1.9. Руководитель испытаний подает команду о восстановлении исходного режима испытаний, требуемого для проведения очередного или повторения произведенного опыта.
3.2.1.10. В случае выявления повреждений оборудования и трубопроводов в период проведения опыта или нерасчетных изменений параметров сетевой воды, которые могут привести к таким повреждениям при последующих опытах, руководитель испытаний оперативно решает вопрос о прекращении испытаний и (при необходимости) принимает меры к устранению повреждений оборудования и трубопроводов и восстановлению эксплуатационного режима СЦТ.
3.2.1.11. Оперативный персонал, участвующий в испытаниях, производит необходимые переключения в соответствии с командами руководителя испытаний, требуемые для повторения проведенного опыта или выполнения следующего в соответствии с рабочей программой испытаний либо для досрочного прекращения испытаний.
3.2.2. Обследование тепловой сети после завершения испытаний, выявление и устранение при необходимости повреждений СЦТ
По окончании испытаний должно быть произведено визуальное обследование (контроль состояния) оборудования и трубопроводов, задействованных в испытаниях, для выявления возможных технических дефектов.
Состав работ при таком обследовании аналогичен подобным работам, проводимым при проведении испытаний трубопроводов и оборудования на плотность и прочность.
Дополнительно должна быть проверена работоспособность штатных устройств авторегулирования и защиты, задействованных в период испытаний, а также тех, которые были выведены из работы на этот период. Порядок и состав работ по проверке устройств авторегулирования и защиты аналогичны порядку и составу работ, проводимых периодически при их эксплуатации в соответствии с инструкциями по эксплуатации.
Выявленные дефекты трубопроводов и оборудования, средств автоматизации и защиты, которые могут привести к нарушениям в работе СЦТ в эксплуатационном режиме, подлежат устранению до восстановления нормальной работы СЦТ. Другие выявленные дефекты подлежат регистрации в установленном порядке и устраняются при ближайшем плановом отключении соответствующих участков трубопроводов, оборудования, подкачивающих насосных станций, водоподогревательной установки, источника тепла и других элементов СЦТ.
3.2.3. Восстановление эксплуатационного гидравлического и
Восстановление эксплуатационного гидравлического и температурного режимов СЦТ производится после устранения выявленных дефектов трубопроводов и оборудования, средств автоматизации и защиты, которые возникли при проведении испытаний и могут привести к нарушениям в работе СЦТ в нормальном эксплуатационном режиме.
Восстановление эксплуатационного гидравлического и температурного режимов СЦТ производится по командам руководителя испытаний или дежурного диспетчера тепловой сети, который в соответствии с программой испытаний принимает на себя оперативное руководство СЦТ по окончании испытаний.
Последовательность операций по восстановлению эксплуатационного гидравлического и температурного режимов СЦТ должна быть предусмотрена рабочей программой испытаний.
3.3. Аналитический (заключительный) этап испытаний СЦТ при нестационарных гидравлических режимах
3.3.1. Расшифровка экспериментальных данных и их представление
в удобной для анализа форме
Полученная в ходе каждого опыта измерительная информация подвергается предварительной обработке с целью представления ее в единой и удобной для последующего анализа форме.
3.3.1.1. Обработка результатов измерения параметров исходных режимов для каждого опыта проводится следующим образом:
результаты регистрации давлений исходного режима, выполненной в течение всего хода испытаний через заданные промежутки времени по манометрам, установленным в контрольных точках СЦТ, и произведенной либо наблюдателями, выставленными в этих точках, либо посредством системы телеметрии, должны быть:
При необходимости приведены в единую систему измерений;
Откорректированы на фактическое положение манометров относительно оси трубопровода или оборудования;
Сгруппированы с учетом времени произведенных измерений по каждому из проведенных опытов в соответствии с рабочей программой испытаний;
результаты контроля (измерения) расхода сетевой воды, выполненного в течение всего хода испытаний по расходомерам, установленным в контрольных точках СЦТ, следует:
При необходимости привести в единую систему измерений;
Сгруппировать с учетом времени произведенных измерений по каждому из проведенных опытов в соответствии с рабочей программой испытаний;
Откорректировать, исключив результаты измерения расхода, выходящие за допустимые пределы измерений (пределы шкалы) конкретных расходомеров.
После группировки результатов измерений расхода по каждому опыту внутри каждой группы выделяются результаты измерений, соответствующие исходному режиму до начала каждого опыта.
Целесообразно также (если это представляется возможным, т.е. позволяют инерционные свойства и пределы шкалы использованных расходомеров) выделять отдельно динамические характеристики изменения расхода сетевой воды в контрольных точках начиная с момента внесения возмущения (начала опыта) до момента стабилизации параметров (окончания опыта).
3.3.1.2. Обработка результатов измерения параметров переходных гидравлических процессов (давления сетевой воды, частоты вращения роторов насосных агрегатов, перемещения органов запорно-регулирующей арматуры, расхода сетевой воды и др.) и их изменений во времени выполняется следующим образом:
результаты измерения текущих значений указанных параметров в контрольных точках СЦТ в каждом опыте могут быть получены в одном из двух видов:
Графическом - в случае применения самопишущих регистрирующих приборов (светолучевых осциллографов с представлением результатов измерений на светочувствительной бумаге и т.п.);
Табличном - в случае применения приборов с регистрацией (архивированием или выводом на печать) текущих значений измеряемого параметра и времени на магнитных носителях информации;
для удобства последующего анализа полученные результаты измерений целесообразно представлять в двух указанных видах, при этом необходимо:
Привести каждый параметр к единой выбранной для этого параметра единице измерения;
Привести результаты измерения параметров в каждом опыте к единой шкале измерения времени переходного процесса (допускается применение различных шкал измерения для разных периодов переходного процесса в одном опыте);
Сгруппировать результаты измерения по каждому проведенному опыту и по тем объектам СЦТ, где проводились указанные измерения (источник тепла, подкачивающая насосная станция, дроссельная станция, локальный участок тепловой сети и т.п.), а также при необходимости в зависимости от поставленных задач по конкретному оборудованию (группе сетевых или перекачивающих насосов, подающему или обратному коллекторам источника тепла, быстродействующему сбросному устройству и т.п.);
Объединить и при необходимости построить в единой системе координат динамические характеристики по аналогичным параметрам (например, по изменению давления или др.) для каждой объединенной группы (объекта СЦТ или конкретного оборудования); допускается построение динамических характеристик по различным параметрам на одном графике с общей шкалой по времени и различными шкалами - по каждому параметру);
На каждом графике динамической характеристики нанести линии предельно допустимых значений (максимум и минимум) для каждого параметра по условиям прочности оборудования, поддержания требуемого технологического режима, в том числе линии вскипания теплоносителя, уставок технологических защит и т.п.;
К каждой графической динамической характеристике прикладывать таблицу изменения соответствующих параметров во времени.
3.3.2. Анализ экспериментальных данных
По результатам полученной измерительной информации:
строятся пьезометрические графики исходных гидравлических режимов и графики мгновенных давлений для каждой точки измерения соответственно возмущающему воздействию, наносимому во время эксперимента;
для каждой из контрольных точек СЦТ определяются максимальные (минимальные) значения абсолютного давления;
проводится сопоставление полученных экспериментальных данных с допустимыми по условиям прочности оборудования значениями давления; в качестве последних могут быть использованы значения испытательного давления; следует также определить возможность вскипания теплоносителя при переходном гидравлическом режиме;
определяются зоны действия недопустимых давлений в соответствии с и .
4. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО АНАЛИЗУ РЕЗУЛЬТАТОВ ИСПЫТАНИЙ И СОСТАВЛЕНИЕ ЗАКЛЮЧЕНИЙ
4.1. На основании полученных результатов анализа экспериментальных данных:
для I группы задач по пп. 2.3.1.1 и 2.3.1.2 настоящих Методических указаний определяются опасность переходного аварийного режима при рассматриваемых возмущающих воздействиях, зона действия недопустимых давлений, значения экстремальных давлений и время их возникновения; рекомендации по выбору системы защиты и определения технических характеристик защитных устройств приведены в и ;
для II группы задач по пп. 2.3.2.1 и 2.3.2.2 настоящих Методических указаний определяются параметры соответствующих переходных гидравлических режимов, выявляются реальные динамические характеристики СЦТ с целью последующего использования в расчетах переходных гидравлических режимов;
для задач I и II групп по пп. 2.3.1.3 и 2.3.2.3 настоящих Методических указаний на основании результатов испытаний составляется заключение о работоспособности и технической эффективности защитных устройств, при необходимости разрабатываются мероприятия по доведению характеристик устройств до соответствующих технологическому процессу значений.
Кроме того, на основании испытаний проводится:
взаимоувязка действия защит на локальном участке (объекте) СЦТ с режимами работы других элементов СЦТ;
уточнение уставок, постоянных времени защитных устройств, регуляторов рассечки и т.п. для локального объекта (участка тепловой сети, насосной станции) СЦТ.
4.2. По результатам испытаний составляется заключение, в котором указываются основные результаты испытаний, перечень мероприятий, направленных на решение поставленных перед испытаниями задач в соответствии с технической программой. К заключению по результатам испытаний прилагаются техническая и рабочая программы, результаты измерений параметров переходных гидравлических режимов, параметров исходных режимов перед каждым опытом, рапорты наблюдателей и другая техническая документация.
Список использованной литературы
1. Разработка унифицированных технических решений по защите оборудования СЦТ от гидравлических ударов с установкой защитных устройств на источниках тепла и на насосных подстанциях магистральных тепловых сетей. Этап 1. Отчет:/ ВНИПИэнергопром и ОРГРЭС/. - М.: 1994.
2. Разработка унифицированных технических решений по защите оборудования СЦТ от гидравлических ударов с установкой защитных устройств на источниках тепла и на насосных подстанциях магистральных тепловых сетей. Этап 2. Отчет:/ ВНИПИэнергопром и ОРГРЭС/. - М.: 1994.
3. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации: РД 34.20.501-95.- М.: СПО ОРГРЭС, 1996.
4. Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей: РД 34.03.201-97. - М.: НЦ ЭНАС, 1997.
5. Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды: Руководящий документ Госгортехнадзора России: РД-03-94. - М.: НПО ПБТ, 1994.
6. Методические указания по наладке и обслуживанию гидравлических регуляторов в системе теплоснабжения: РД 34.35.416-97.- М.: СПО ОРГРЭС, 1998.
7. Методические указания по проведению приемо-сдаточных испытаний гидравлической автоматической системы регулирования в системах теплоснабжения: РД 34.35.415-97.- М.: СПО ОРГРЭС, 1998.
8. Положение о порядке разработки, согласования и утверждения программ испытаний на тепловых, гидравлических и атомных электростанциях, в энергосистемах, тепловых и электрических сетях.- М.: СПО Союзтехэнерго, 1986.
10. Правила устройства электроустановок. - М.: Главгосэнергонадзор России, 1998.
1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
2. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДА ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ НЕСТАЦИОНАРНЫХ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ СЦТ, ОСНОВНЫЕ ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ ИСПЫТАНИЙ
3. ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ ИСПЫТАНИЙ СЦТ ПРИ НЕСТАЦИОНАРНЫХ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ РЕЖИМАХ
3.1. Подготовительный этап испытаний СЦТ при нестационарных гидравлических режимах
3.1.1. Анализ системы теплоснабжения и постановка задачи испытаний
3.1.2. Составление перечня возмущающих воздействий при проведении испытаний, определение допустимости создаваемых возмущений
3.1.3. Конфигурация СЦТ, задействованной в период испытаний
3.1.4. Температурный и гидравлический режимы СЦТ в период испытаний
3.1.5. Технические требования к приборному обеспечению испытаний
3.1.6. Требования к точности измерительных приборов
3.1.7. Объем измерений
3.1.8. Составление технической и рабочей программ испытаний
3.1.9. Требования безопасности
3.2. Экспериментальный (основной) этап испытаний СЦТ при нестационарных гидравлических режимах
3.2.1. Внесение возмущений в испытательный гидравлический режим и регистрация динамических характеристик в намеченных контрольных точках СЦТ
3.2.2. Обследование тепловой сети после завершения испытаний, выявление и устранение при необходимости повреждений СЦТ
3.2.3. Восстановление эксплуатационного гидравлического и температурного режимов СЦТ
3.3. Аналитический (заключительный) этап испытаний СЦТ при нестационарных гидравлических режимах
3.3.1. Расшифровка экспериментальных данных и их представление в удобной для анализа форме
3.3.2. Анализ экспериментальных данных
Список использованной литературы
Настоящих Правил, являются обязательными для Потребителей, эксплуатирующих электроустановки напряжением до 220 кВ. При испытаниях и измерениях параметров электрооборудования электроустановок напряжением выше 220 кВ, а также генераторов и синхронных компенсаторов следует руководствоваться соответствующими требованиями.
3.6.2. Конкретные сроки испытаний и измерений параметров электрооборудования электроустановок при капитальном ремонте (далее - К), при текущем ремонте (далее - Т) и при межремонтных испытаниях и измерениях, т.е. при профилактических испытаниях, выполняемых для оценки состояния электрооборудования и не связанных с выводом электрооборудования в ремонт (далее - М), определяет технический руководитель Потребителя на основе приложения 3 настоящих Правил с учетом рекомендаций заводских инструкций, состояния электроустановок и местных условий.
3.6.3. Для видов электрооборудования, не включенных в настоящие нормы, конкретные нормы и сроки испытаний и измерений параметров должен устанавливать технический руководитель Потребителя с учетом инструкций (рекомендаций) заводов-изготовителей.
3.6.4. Нормы испытаний электрооборудования иностранных фирм должны устанавливаться с учетом указаний фирмы-изготовителя.
3.6.5. Электрооборудование после ремонта испытывается в объеме, определяемом нормами. До начала ремонта испытания и измерения производятся для установления объема и характера ремонта, а также для получения исходных данных, с которыми сравниваются результаты послеремонтных испытаний и измерений.
3.6.6. Оценка состояния изоляции электрооборудования, находящегося в стадии длительного хранения (в том числе аварийного резерва), производится в соответствии с указаниями данных норм, как и находящегося в эксплуатации. Отдельные части и детали проверяются по нормам, указанным заводом-изготовителем в сопроводительной документации на изделия.
3.6.7. Объем и периодичность испытаний и измерений электрооборудования электроустановок в гарантийный период работы должны приниматься в соответствии с указаниями инструкций заводов-изготовителей.
3.6.8. Заключение о пригодности электрооборудования к эксплуатации выдается не только на основании сравнения результатов испытаний и измерений с нормами, но и по совокупности результатов всех проведенных испытаний, измерений и осмотров.
Значения параметров, полученных при испытаниях и измерениях, должны быть сопоставлены с результатами измерений однотипного электрооборудования или электрооборудования других фаз, а также с результатами предыдущих измерений и испытаний, в том числе с исходными их значениями.
Под исходными значениями измеряемых параметров следует понимать их значения, указанные в паспортах и протоколах заводских испытаний и измерений. В случае проведения капитального или восстановительного ремонта под исходными значениями понимаются результаты измерений, полученные при этих ремонтах.
При отсутствии таких значений в качестве исходных могут быть приняты значения, полученные при испытаниях вновь вводимого однотипного оборудования.
3.6.9. Электрооборудование и изоляторы на номинальное напряжение, превышающее номинальное напряжение электроустановки, в которой они эксплуатируются, могут испытываться повышенным напряжением по нормам, установленным для класса изоляции данной установки.
3.6.10. Если испытание повышенным выпрямленным напряжением или напряжением промышленной частоты производится без отсоединения ошиновки от электрооборудования, то значение испытательного напряжения принимается по нормам для электрооборудования с самым низким испытательным напряжением.
Испытание повышенным напряжением изоляторов и трансформаторов тока, соединенных с силовыми кабелями 6 - 10 кВ, может производиться вместе с кабелями по нормам, принятым для силовых кабелей.
3.6.11. При отсутствии необходимой испытательной аппаратуры переменного тока допускается испытывать электрооборудование распределительных устройств (напряжением до 20 кВ) повышенным выпрямленным напряжением, равным полуторакратному значению испытательного напряжения промышленной частоты.
3.6.12. Испытания и измерения должны проводиться по программам (методикам), утвержденным руководителем Потребителя и соответствующим требованиям утвержденных в установленном порядке (рекомендованных) документов, типовых методических указаний по испытаниям и измерениям. Программы должны предусматривать меры по обеспечению безопасного проведения работ.
3.6.13. Результаты испытаний, измерений и опробований должны быть оформлены протоколами или актами, которые хранятся вместе с паспортами на электрооборудование.
3.6.14. Электрические испытания электрооборудования и отбор пробы трансформаторного масла из баков аппаратов на химический анализ необходимо проводить при температуре изоляции не ниже 5 °C.
3.6.15. Характеристики изоляции электрооборудования рекомендуется измерять по однотипным схемам и при одинаковой температуре.
Сравнение характеристик изоляции должно производиться при одной и той же температуре изоляции или близких ее значениях (разница температур не более 5 °C). Если это невозможно, то должен производиться температурный пересчет в соответствии с инструкциями по эксплуатации конкретных видов электрооборудования.
3.6.16. Перед проведением испытаний и измерений электрооборудования (за исключением вращающихся машин, находящихся в эксплуатации) наружная поверхность его изоляции должна быть очищена от пыли и грязи, кроме тех случаев, когда измерения проводятся методом, не требующим отключения оборудования.
3.6.17. При испытании изоляции обмоток вращающихся машин, трансформаторов и реакторов повышенным напряжением промышленной частоты должны быть испытаны поочередно каждая электрически независимая цепь или параллельная ветвь (в последнем случае - при наличии полной изоляции между ветвями). При этом один полюс испытательного устройства соединяется с выводом испытываемой обмотки, другой - с заземленным корпусом испытываемого электрооборудования, с которым на все время испытаний данной обмотки электрически соединяются все другие обмотки. Обмотки, соединенные между собой наглухо и не имеющие вывода концов каждой фазы или ветви, должны испытываться относительно корпуса без разъединения.
3.6.18. При испытаниях электрооборудования повышенным напряжением промышленной частоты, а также при измерениях тока и потерь холостого хода силовых и измерительных трансформаторов рекомендуется использовать линейное напряжение питающей сети.
Скорость подъема напряжения до 1/3 испытательного значения может быть произвольной. Далее испытательное напряжение должно подниматься плавно, со скоростью, допускающей производить визуальный отсчет по измерительным приборам, и по достижении установленного значения поддерживаться неизменной в течение времени испытания. После требуемой выдержки напряжение плавно снижается до значения не менее 1/3 испытательного и отключается. Под продолжительностью испытания подразумевается время приложения полного испытательного напряжения, установленного нормами.
3.6.19. До и после испытания изоляции повышенным напряжением промышленной частоты или выпрямленным напряжением рекомендуется измерять сопротивление изоляции с помощью мегаомметра. За сопротивление изоляции принимается одноминутное значение измеренного сопротивления R60 .
Если в соответствии с нормами требуется определение коэффициента абсорбции (R60 / R15 ), отсчет производится дважды: через 15 и 60 с после начала измерений.
3.6.20. При измерении параметров изоляции электрооборудования должны учитываться случайные и систематические погрешности, обусловленные погрешностями измерительных приборов и аппаратов, дополнительными емкостями и индуктивными связями между элементами измерительной схемы, воздействием температуры, влиянием внешних электромагнитных и электростатических полей на измерительное устройство, погрешностями метода и т.п. При измерении тока утечки (тока проводимости) в случае необходимости учитываются пульсации выпрямленного напряжения.
3.6.21. Значения тангенса угла диэлектрических потерь изоляции электрооборудования и тока проводимости разрядников в данных нормах приведены при температуре оборудования 20 °C.
При измерении тангенса угла диэлектрических потерь изоляции электрооборудования следует одновременно определять и ее емкость.
3.6.22. Испытание напряжением 1000 В промышленной частоты может быть заменено измерением одноминутного значения сопротивления изоляции мегаомметром на напряжение 2500 В. Эта замена не допускается при испытании ответственных вращающихся машин и цепей релейной защиты и автоматики, а также в случаях, оговоренных в нормах.
3.6.23. При испытании внешней изоляции электрооборудования повышенным напряжением промышленной частоты, производимом при факторах внешней среды, отличающихся от нормальных (температура воздуха 20 °C, абсолютная влажность 11 г/м3 , атмосферное давление 101,3 кПа, если в стандартах на электрооборудование не приняты другие пределы), значение испытательного напряжения должно определяться с учетом поправочного коэффициента на условия испытания, регламентируемого соответствующими государственными стандартами.
3.6.24. Проведению нескольких видов испытаний изоляции электрооборудования, испытанию повышенным напряжением должны предшествовать тщательный осмотр и оценка состояния изоляции другими методами. Электрооборудование, забракованное при внешнем осмотре, независимо от результатов испытаний и измерений должно быть заменено или отремонтировано.
3.6.25. Результаты испытания повышенным напряжением считаются удовлетворительными, если при приложении полного испытательного напряжения не наблюдалось скользящих разрядов, толчков тока утечки или плавного нарастания тока утечки, пробоев или перекрытий изоляции, и если сопротивление изоляции, измеренное мегаомметром, после испытания осталось прежним.
РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ
ОБЩЕСТВО ЭНЕРГЕТИКИ
И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ "ЕЭС РОССИИ"
ДЕПАРТАМЕНТ СТРАТЕГИИ РАЗВИТИЯ И НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКИ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ПРОВЕДЕНИЮ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ
ИСПЫТАНИЙ КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК
ДЛЯ ОЦЕНКИ КАЧЕСТВА РЕМОНТА
РД 153-34.1-26.303-98
Москва 2000
Разработано Открытым акционерным обществом "Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС"
Исполнитель Г.Т. ЛЕВИТ
Утверждено Департаментом стратегии развития и научно-технической политики РАО "ЕЭС России" 01.10.98
Первый заместитель начальника А.П. БЕРСЕНЕВ
Руководящий документ разработан АО "Фирма ОРГРЭС" по поручению Департамента стратегии развития и научно-технической политики и является собственностью РАО "ЕЭС России".
|
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ПРОВЕДЕНИЮ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ИСПЫТАНИЙ КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК ДЛЯ ОЦЕНКИ КАЧЕСТВА РЕМОНТА |
РД 153-34.1-26.303-98 |
Вводится в действие
с 03.04.2000
1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ
1.1. Задачи эксплуатационных испытаний (приемосдаточных испытаний) определяет "Методика оценки технического состояния котельных установок до и после ремонта" , согласно которой при проведении испытаний после капитального ремонта должны быть выявлены и сопоставлены с требованиями нормативно-технической документации (НТД) и результатами испытаний после предыдущего ремонта значения показателей, перечисленных в табл. 1 настоящих Методических указаний. Указанной Методикой определены как желательные и испытания перед ремонтом для уточнения объема предстоящего ремонта.
1.10. Для подготовки к проведению испытаний во время ремонта следует провести проверку:
штатных приборов, включая проверку датчиков по газовоздушному, пароводяному и топливному трактам, а также правильности их установки. В частности, должны пройти проверку газозаборные и шуптовые трубы кислородомеров. Датчики приборов должны устанавливаться в такие точки потока, в которых измеряемый параметр соответствует среднему значению по потоку в целом;
шиберов, установленных на газовоздушном тракте, направляющих аппаратов и проточной части тягодутьевых машин;
горелочных устройств, шлиц, сопл и др.;
устройств, дозирующих подачу топлива (синхронизации частоты вращения питателей топлива или пыли, диапазона изменения этой частоты и его соответствия потребностям котла; состояния устройств, регулирующих высоту слоя топлива на питателях топлива; состояния дозирующих колес питателей пыли, а также клапанов, регулирующих подачу газообразного и жидкого топлива, и т.п.);
соответствия проекту узлов систем пылеприготовления. определяющих качество пыли и ее равномерное распределение.
1.11. В качестве справочной литературы при организации и проведении эксплуатационных испытаний рекомендуется пользоваться , а при проведении расчетов .
1.12. С выходом настоящих Методических указаний утрачивает силу "Инструкция и методические указания по проведению эксплуатационных экспресс-испытаний котельных агрегатов для оценки качества ремонтов" (М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1974).
2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИЗБЫТКА ВОЗДУХА И ПРИСОСОВ ХОЛОДНОГО ВОЗДУХА
2.1. Определение избытка воздуха
Избыток воздуха α определяется с достаточной для практических целей точностью по уравнению
Погрешность расчетов по этому уравнению не превышает 1%, если α меньше 2,0 для твердых топлив, 1,25 для мазута и 1,1 для природного газа.
Более точное определение избытка воздуха αточн может быть выполнено по уравнению
где Кα - поправочный коэффициент, определяемый по рис. 1.
Введение поправки Кα может потребоваться для практических целей лишь при больших избытках воздуха (например, в уходящих газах) и при сжигании природного газа. Влияние продуктов неполного сгорания в этих уравнениях очень невелико.
Поскольку анализ газов производится обычно с помощью химических газоанализаторов Орса, целесообразно проверить соответствие между значениями О 2 и R О 2, поскольку О 2 определяется по разности [(RO 2 + О 2) - О 2], а значение (RO 2 + O 2) во многом зависит от поглотительных способностей пирогаллола. Такую проверку при отсутствии химической неполноты сгорания можно выполнить, сопоставив избыток воздуха, определенный по кислородной формуле (1) с избытком, определенным по углекислотной формуле:
При проведении эксплуатационных испытаний значение для каменных и бурых углей можно принять равным 19%, для АШ 20,2%, для мазута 16,5%, для природного газа 11,8% . Очевидно, что при сжигании смеси топлив с разными значениями пользоваться уравнением (3) нельзя.
Рис. 1. Зависимость поправочного коэффициента К α от коэффициента избытка воздуха α :
1 - твердые топлива; 2 - мазут; 3 - природные газы
Проверку правильности проведенного газового анализа можно выполнить и по уравнению
(4)
или с помощью графика рис. 2.
Рис. 2. Зависимость содержания СО 2 и O 2 в продуктах горения различных видов топлива от коэффициента избытка воздуха α:
1, 2 и 3 - городской газ ( соответственно составляет 10,6; 12,6 и 11,2%); 4 - природный газ; 5 - коксовый газ; 6 - нефтяной газ; 7 - водяной газ; 8 и 9 - мазут ( от 16,1 до 16,7%); 10 и 11 - группа твердого топлива ( от 18,3 до 20,3%)
При использовании для выявления избытка воздуха приборов типа "Testo-Term " за основу принимается определение содержания О 2, так как в этих приборах значение RO 2 определяется не прямым измерением, а расчетом на основании уравнения, аналогичного (4). Отсутствие заметной химической неполноты сгорания (СО ) определяется обычно с помощью индикаторных трубок или приборов типа "Testo-Term ".
Строго говоря, для определения избытка воздуха в том или ином сечении котельной установки требуется найти такие точки сечения, анализ газов в которых в большинстве режимов отражал бы средние значения по соответствующей части сечения. Тем не менее для эксплуатационных испытаний достаточно в качестве контрольного, ближайшего к топке сечения принимать газоход за первой конвективной поверхностью в опускном газоходе (условно - за пароперегревателем), а место отбора проб для П-образного котла в центре каждой (правой и левой) половины сечения. Для Т-образного котла количество мест отбора проб газа следует удвоить.
2.2. Определение присосов воздуха в топку
Для определения присосов воздуха в топку, а также в газоходы до контрольного сечения помимо метода ЮжОРГРЭС с постановкой топки под давление рекомендуется использовать метод, предложенный Е.Н. Толчинским . Для определения присосов следует провести два опыта с разным расходом организованного воздуха при одной нагрузке, при одном разрежении в верху топки и при неизменном положении шиберов на воздушном тракте после воздухоподогревателя, Нагрузку желательно принять как можно ближе к поминальной с тем, чтобы была возможность (были достаточны запасы в производительности дымососов и подаче дутьевых вентиляторов) изменять в широких пределах избыток воздуха. Например, для пылеугольного котла иметь за пароперегревателем в первом опыте α" = 1,7, а во втором α" = 1,3. Разрежение в верху топки поддерживается на обычном для данного котла уровне.
При этих условиях суммарные присосы воздуха (Δαт), присосы в топку (Δαтоп) и газоход пароперегревателя (Δαпп) определяются по уравнению
(6)
здесь и - избытки организованно поданного в топку воздуха в первом и втором опыте;
Перепад давлений между воздушным коробом на выходе из воздухоподогревателя и разрежением в топке на уровне горелок.
При выполнении опытов требуется производить измерение:
паропроизводительности котла - Дк;
температуры и давления свежего пара и пара промперегрева;
разрежения в верхней части топки и на уровне горелок;
давления за воздухоподогревателем.
В том случае если нагрузка котла Допыт отличается от номинальной Дном, приведение производится по уравнению
(7)
Однако уравнение (7) справедливо, если во втором опыте избыток воздуха соответствовал оптимальному при номинальной нагрузке. В противном случае приведение следует выполнять по уравнению
(8)
Оценка изменения расхода организованного воздуха в топку по значению возможна при неизменном положении шиберов на тракте после воздухоподогревателя. Однако это не всегда осуществимо. Например, на пылеугольном котле, оснащенном схемой пылеприготовления прямого вдувания с установкой перед мельницами индивидуальных вентиляторов (ВГД), значение характеризует расход воздуха только через тракт вторичного воздуха. В свою очередь расход первичного воздуха при неизменном положении шиберов на его тракте изменится при переходе от одного опыта ко второму в существенно меньшей степени, поскольку большую долю сопротивления преодолевает ВГД. Аналогично происходит на котле, оснащенном схемой пылеприготовления с промбункером с транспортом пыли горячим воздухом.
В описанных ситуациях судить об изменении расхода организованного воздуха можно по перепаду давлений на воздухоподогревателе, заменяя в уравнении (6) показатель величиной или перепадом на измерительном устройстве на всасывающем коробе вентилятора. Однако это возможно, если на время опытов закрыта рециркуляция воздуха через воздухоподогреватель и в нем нет значительных неплотностей.
Проще решается задача определения присосов воздуха в топку на газомазутных котлах: для этого надо прекратить подачу в воздушный тракт газов рециркуляции (если используется такая схема); пылеугольные котлы на время опытов, если это возможно, следует перевести на газ или мазут. И во всех случаях проще и точнее можно определить присосы при наличии прямых измерений расхода воздуха после воздухоподогревателя (суммарного или путем сложения расходов по индивидуальным потокам), определяя параметр С в уравнении () по формуле
(9)
Наличие прямых измерений Q в позволяет определить присосы и путем сопоставления его значения со значениями, определяемыми по тепловому балансу котла:
;
(10)
В уравнении (10):
И - расход свежего пара и пара промперегрева, т/ч;
И - приращение тепловосприятия в котле по основному тракту и тракту пара промперегрева, ккал/кг;
К.п.д, котла брутто, %;
Приведенный расход воздуха (м3) при нормальных условиях на 1000 ккал для конкретного топлива (табл. 2);
Избыток воздуха за пароперегревателем.
Таблица 2
Приведенные теоретически необходимые объемы воздуха для сжигания различных топлив
|
Бассейн, вид топлива |
Характеристика топлива |
Приведенный на 1000 ккал объем воздуха (при α = 1) , 103 м3/ккал |
|||
|
Донецкий |
|||||
|
Кузнецкий |
|||||
|
Карагандинский |
|||||
|
Экибастузский |
сс |
||||
|
Подмосковный |
|||||
|
Райчихииский |
|||||
|
Ирша-Бородинский |
|||||
|
Березовский |
|||||
|
Фрезерный торф |
|||||
|
Газ Ставрополь-Москва |
|||||
Расчеты с использованием позволяют не определять теплоту сгорания и V0 топлива, сжигаемого во время опытов, поскольку значение этой величины в пределах одного вида топлива (группы топлив близкой приведенной влажности) изменяется незначительно.
Определяя присосы по уравнению (), следует иметь в виду возможность больших погрешностей - по порядка 5%. Тем не менее, если при проведении испытаний помимо определения присосов ставится задача выявить распределение воздуха, поступающего в топку по потокам, т.е. значение Q в известно, пренебрегать определением по () не следует, особенно если присосы велики.
Упрощение методики, изложенной в , проведено в предположении, что присосы в газоходе от места измерения в верху топки до контрольного сечения (за пароперегревателем или далее по тракту), где проводится отбор проб газа на анализ, невелики и мало меняются от опыта к опыту из-за малого сопротивления поверхностей нагрева в этом районе. В тех случаях, когда это предположение не удовлетворяется, следует использовать методику без упрощений. Для этого требуется проведение не двух, а трех опытов. Причем описанным выше двум опытам (далее с верхними индексами " и "") должен предшествовать опыт (с индексом ") при том же расходе организованного воздуха, что и в опыте с индексом ("), но с большей нагрузкой. Дополнительно к разрежению в верху топки S т в опытах должно определяться разрежение в контрольном сечении S к. Расчеты ведутся по формулам:
(12)
.
(13)
2.3. Определение присосов воздуха в газоходы котельной установки
При умеренных присосах целесообразно организовать определение избытка воздуха в контрольном сечении (за пароперегревателем), за воздухоподогревателем и за дымососами. Если присосы значительно (в два раза и более) превышают нормативные, целесообразно организовать измерения в большом числе сечений, например, до и после воздухоподогревателя, особенно регенеративного, до и после электрофильтра. В названных сечениях целесообразно, так же как и в контрольном, организовать измерения с правой и левой сторон котла (обоих газоходов Т-образного котла), имея в виду высказанные в соображения о представительности места отбора проб на анализ.
Поскольку трудно организовать одновременный анализ газов во многих сечениях, обычно проводятся измерения сначала с одной стороны котла (в контрольном сечении, за воздухоподогревателем, за дымососом), затем с другой.
Очевидно, в течение всего опыта необходимо обеспечить стабильный режим работы котла.
Значение присосов определяется как разность значений избытков воздуха в сравниваемых сечениях,
2.4. Определение присосов воздуха в системы пылеприготовления
Определять присосы согласно следует в установках с промбункером, а также с прямым вдуванием при сушке дымовыми газами. При газовой сушке в обоих случаях присосы определяются, как и в котле, на основе газового анализа в начале и в конце установки.
Расчет присосов по отношению к объему газов в начале установки ведется по формуле
При сушке воздухом в системах пылеприготовления с промбункером для определения присосов следует организовать измерение расхода воздуха на входе в систему пылеприготовления и влажного сушильного агента на стороне всасывания или нагнетания мельничного вентилятора . При определении на входе в мельничный вентилятор рециркуляцию сушильного агента во входной патрубок мельницы на время определения присосов следует закрыть.
Расходы воздуха и влажного сушильного агента определяются с помощью стандартных измерительных устройств либо с помощью протарированных трубками Прандтля мультипликаторов . Тарировку мультипликаторов следует производить в условиях, максимально приближенных к рабочим, так как показания этих устройств не строго подчинены закономерностям, присущим стандартным дроссельным устройствам.
Для приведения объемов к нормальным условиям измеряются температура и давление воздуха на входе в установку и влажного сушильного агента у мельничного вентилятора. Плотность воздуха (кг/м3) в сечении перед мельницей (при обычно принимаемом содержании водяных паров (0,01 кг/кг сухого воздуха):
(15)
где - абсолютное давление воздуха перед мельницей в месте измерения расхода, мм рт. ст.
Плотность сушильного агента перед мельничным вентилятором (кг/м3) определяется по формуле
где - приращение содержания водяных паров за счет испаренной влаги топлива, кг/кг сухого воздуха, определяемое по формуле
(17)
здесь В м - производительность мельницы, т/ч;
μ - концентрация топлива в воздухе, кг/кг;
Расход воздуха перед мельницей при нормальных условиях, м3/ч;
Доля испаренной влаги в 1 кг исходного топлива, определяемая по формуле
(18)
в которой - влага топлива рабочая, %;
Влага пыли, %,
Подсчеты при определении присосов проводятся по формулам:
(20)
(21)
Значение присосов по отношению к теоретически необходимому для сжигания топлива расходу воздуха определяется по формуле
(22)
где - среднее значение присосов по всем системам пылеприготовления, м3/ч;
n - среднее число работающих систем пылеприготовления при номинальной нагрузке котла;
В к - расход топлива на котел, т/ч;
V 0 - теоретически необходимый расход воздуха для сжигания 1 кг топлива, м3/кг.
Для выявления значения на основе значения коэффициента , определенного по формуле (), следует определить количество сушильного агента на входе в установку и далее вести расчеты на основе формул (21) и (22). Если определение значения затруднено (например, в системах пылеприготовления с мельницами-вентиляторами из-за высоких температур газа), то можно это сделать, опираясь на расход газов в конце установки - [сохраняем обозначение формулы (21)]. Для этого определяется по отношению к сечению за установкой по формуле
(23)
При определении расхода сушильно-вентилирующего агента при газовой сушке целесообразно плотность определять по формуле (), подставляя в знаменателе вместо значение . Последнее можно, согласно , определить по формулам:
(25)
где - плотность газов при α = 1;
Приведенная влажность топлива, % на 1000 ккал (1000 кг·% / ккал);
И - коэффициенты, имеющие следующие значения:
|
Тощие угли |
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
Каменные угли и их отходы |
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
Коэффициент полезного действия (%) котла определяется по обратному балансу по формуле где q 2 - потери тепла с уходящими газами, %; q 3 - потери тепла с химической неполнотой сгорания, %; q 4 - потери тепла с механической неполнотой сгорания, %; q 5 - потери тепла в окружающую среду, %; q 6 - потери тепла с физическим теплом шлака, %. 3.2. В связи с тем, что задачей настоящих Методических указаний является оценка качества ремонта, а сравнительные испытания проводятся примерно при тех же условиях, потери тепла с уходящими газами могут с достаточной точностью определяться по несколько упрощенной формуле (в сравнении с принятой в ): где - коэффициент избытка воздуха в уходящих газах; Температура уходящих газов, °С; Температура холодного воздуха, °С; q 4 - потери тепла с механической неполнотой сгорания, %; К Q - поправочный коэффициент, учитывающий тепло, внесенное в котел с подогретым воздухом и топливом; К , С , b - коэффициенты, зависящие от сорта и приведенной влажности топлива, усредненные значения которых приведены в табл. 3. Таблица 3Усредненные значения коэффициентов К , С и d для подсчета потерь тепла q 2
Температура холодного воздуха (°C) измеряется на стороне всасывания дутьевого вентилятора до ввода регулирующего горячего воздуха. Поправочный коэффициент КQ определяется по формуле
Физическое тепло топлива имеет смысл учитывать лишь при использовании нагретого мазута. Рассчитывается эта величина в кДж/кг (ккал/кг) по формуле
где - удельная теплоемкость мазута при температуре его поступления в топку, кДж/(кг·°С) [ккал/(кг·°С)]; Температура поступающего в котел мазута, нагретого вне его, °С; Доля мазута по теплу в смеси топлив. Удельный расход тепла на 1 кг топлива, внесенного в котел с воздухом (кДж/кг) [(ккал/кг)] при его предварительном подогреве в калориферах, рассчитывается по формуле где - избыток воздуха, поступающего в котел, в воздушном тракте перед воздухоподогревателем; Повышение температуры воздуха в калориферах, °С; Приведенная влажность топлива, (кг·%·103) / кДж [(кг·%·103) / ккал]; Физическая постоянная, равная 4,187 кДж (1 ккал); Низшая теплота сгорания, кДж (ккал/кг). Приведенная влажность твердого топлива и мазута рассчитывается на основе текущих средних данных на электростанции по формуле
где - влажность топлива на рабочую массу, %, При совместном сжигании топлива различных видов и марок, если коэффициенты К, С и b для различных марок твердого топлива отличаются один от другого, приведенные значения этих коэффициентов в формуле () определяются по формуле где а1 а2 ... аn - тепловые доли каждого из топлив в смеси; К 1 К 2...К n - значения коэффициента К (С, b ) для каждого из топлив. 3.3. Потери тепла с химической неполнотой сгорания топлива определяются по формулам: для твердого топлива для мазута для природного газа Коэффициент принимается равным 0,11 или 0,026 в зависимости от того, в каких единицах определяется - в ккал/м3 или кДж/м3. Значение определяется по формуле При расчетах в кДж/м3 численные коэффициенты в этой формуле умножаются на коэффициент К = 4,187 кДж/ккал. В формуле (37) СО , Н 2 и СН 4 - объемные содержания продуктов неполного сгорания топлив в процентах по отношению к сухим газам. Определяются эти величины с помощью хроматографов по предварительно отобранным пробам газа . Для практических целей, когда режим работы котла ведется при избытках воздуха, обеспечивающих минимальное значение q 3, вполне достаточно в формулу (37) подставлять лишь значение СО . В этом случае можно обойтись более простыми газоанализаторами типа "Testo-Term ". 3.4. В отличие от других потерь для определения потерь тепла с механической неполнотой сгорания требуется знание характеристик твердого топлива, используемого в конкретных опытах - его теплотворной способности и рабочей зольности А р. При сжигании каменных углей неопределенных поставщиков или марок полезно знать и выход летучих , так как эта величина может отразиться на степени выгорания топлива - содержании горючих в уносе Гун и шлаке Гшл. Расчеты проводятся по формулам:
где и - доля золы топлива, выпадающей в холодную воронку и уносимой дымовыми газами; Теплота сгорания 1 кг горючих, равная 7800 ккал/кг или 32660 кДж/кг. Потери тепла с уносом и шлаком целесообразно рассчитывать отдельно, особенно при больших различиях в Г ун и Г шл. В последнем случае весьма актуально уточнение значения , поскольку рекомендации по этому вопросу весьма приближенны. На практике и Г шл зависят от крупности пыли и степени загрязнения топки шлаковыми отложениями. Для уточнения значения рекомендуется провести специальные испытания . При сжигании твердого топлива в смеси с газом или мазутом значение (%) определяется выражением где - доля твердого топлива по теплу в общем расходе топлива. При одновременном сжигании нескольких марок твердого топлива расчеты по формуле (39) ведутся по средневзвешенным значениям и А р. 3.5. Потери тепла в окружающую среду рассчитываются на основе рекомендаций . При проведении опытов на нагрузке Дк меньшей, чем номинальная, пересчет производится по формуле
3.6. Потери тепла с физическим теплом шлака существенны лишь при жидком шлакоудалении. Определяются они по формуле
где - энтальпия золы, кДж/кг (ккал/кг). Определяется по . Температура золы при твердом шлакоудалении принимается равной 600°С, при жидком - равной температуре нормального жидкого шлакоудаления t нж или t зл + 100°С, которые определяются по и . 3.7. При проведении опытов до и после ремонта необходимо стремиться к поддержанию одинакового максимального числа параметров (см. настоящих Методических указаний) с тем, чтобы свести к минимуму количество поправок, которые требуется вводить. Относительно просто может быть определена лишь поправка к q 2 на температуру холодного воздуха t x.в, если температура на входе в воздухоподогреватель поддерживается на постоянном уровне. Сделать это можно на основе формулы (), определив q 2 при разных значениях t x.в. Учет влияния отклонения других параметров требует экспериментальной проверки или машинного поверочного расчета котла. 4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВРЕДНЫХ ВЫБРОСОВ4.1. Необходимость определения концентраций оксидов азота (NO х), а также SO 2 и СО диктуется актуальностью проблемы сокращения вредных выбросов электростанций, которой с годами уделяется все большее внимание [ , ]. В этот раздел отсутствует. 4.2. Для анализа дымовых газов на содержание вредных выбросов применяются переносные газоанализаторы многих фирм. Наиболее распространены на электростанциях России электрохимические приборы германской фирмы "Testo ". Фирма выпускает приборы разного класса. С помощью наиболее простого прибора "Testo 300M" можно определить содержание в сухих дымовых газах О 2 в % и объемных долях (ррт )* СО и NO x и автоматически перевести объемные доли в мг/нм3 при α = 1,4. С помощью более сложного прибора "Testo- 350" можно помимо изложенного определить температуру и скорость газа в месте ввода зонда, определить расчетным путем к.п.д. котла (если зонд введен в газоход за котлом), раздельно определить с помощью дополнительного блока ("Testо- 339") содержание NO и NO 2, а также при использовании обогреваемых (длиной до 4 м) шлангов SO 2. *1 ррт = 1/106 объема. 4.3. В топках котлов при горении топлива в основном (на 95 - 99%) образуется монооксид азота NO , а содержание более токсичного диоксида NO 2 составляет 1 - 5%. В газоходах котла и далее в атмосфере происходит частичное неконтролируемое доокисление NO в NO 2 Поэтому условно при переводе объемной доли (ррт ) NO x в стандартное массовое значение (мг/нм3) при α = 1,4 применяется переводной коэффициент 2,05 (а не 1,34, как для NO ). Этот же коэффициент принят и в приборах "Testo " при переводе значений из ррт в мг/нм3. 4.4. Содержание оксидов азота принято определять в сухих газах, поэтому водяные пары, содержащиеся в дымовых газах, должны быть максимально сконденсированы и отведены. Для этого помимо конденсатоотводчика, которым оснащаются приборы "Testo ", целесообразно при коротких линиях устанавливать перед прибором колбу Дрекслера для организации пробулькивания газа через воду. 4.5. Представительную пробу газа для определения NO x, a также S O2 и СО можно отобрать лишь в сечении за дымососом, где газы перемешаны, в сечениях же, более близких к топке, можно получить искаженные результаты, связанные с отбором проб из шлейфа топочных газов, характеризующегося повышенным или пониженным содержанием NO х, SO 2 или СО . В то же время при детальном изучении причин повышенных значений NO x полезно отбирать пробы из нескольких точек по ширине газохода. Это позволяет связать значения NO x с организацией топочного режима, найти режимы, характеризующиеся меньшим разбросом значений NO x и соответственно меньшим средним значением. 4.6. Определение NO x до и после ремонта, так же как и определение других показателей котла, следует проводить при номинальной нагрузке и в режимах, рекомендуемых режимной картой. Последняя, в свою очередь, должна быть ориентирована на применение технологических методов подавления оксидов азота - организацию ступенчатого сжигания, ввод газов рециркуляции в горелки или в воздуховоды перед горелками, разную подачу топлива и воздуха в разные ярусы горелок и др. 4.7. Проводя опыты по максимальному сокращению NO x, что часто достигается снижением избытка воздуха в контрольном сечении (за пароперегревателем), следует избегать роста СО . Предельные значения для вновь проектируемых или реконструируемых котлов, согласно , составляют: для газа и мазута - 300 мг/нм3, для пылеугольных котлов с твердым и жидким шлакоудалением - соответственно 400 и 300 мг/нм3. Пересчет СО и SO 2 из ррт в мг/нм3 производится умножением на удельные массы 1,25 и 2,86. 4.8. Для исключения ошибок при определении содержания в дымовых газах SO 2 необходимо отбирать газы за дымососом и, кроме того, предотвратить конденсацию содержащихся в дымовых газах водяных паров, так как SO 2 хорошо растворяется в воде с образованием H 2SO 3 Для этого при высокой температуре уходящих газов, исключающей конденсацию водяного пара в газозаборной трубке и шланге, сделать их максимально короткими. В свою очередь при возможной конденсации влаги следует применять обогреваемые (до температуры 150°С) шланги и приставку для осушения дымовых газов. 4.9. Отбор проб за дымососом сопряжен в течение достаточно длительного периода с минусовыми температурами окружающего воздуха, а приборы "Testo " рассчитаны для работы в области температур +4 ÷ + 50°С, поэтому для измерений за дымососом в зимнее время требуется установить утепленные кабинки. Для котлов, оснащенных мокрыми золоуловителями, определение SO 2 за дымососом позволяет учесть частичное поглощение SO 2 в скрубберах. 4.10. Для исключения систематических ошибок в определении NO х и SO 2 и сравнения их с обобщенными материалами целесообразно сопоставить экспериментальные данные с расчетными значениями. Последние могут быть определены по и . 4.11. Качество ремонта котельной установки среди прочих показателей характеризуют выбросы в атмосферу твердых частиц. При необходимости определения этих выбросов следует пользоваться и . 5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ УРОВНЯ ТЕМПЕРАТУРЫ ПАРА И ДИАПАЗОНА ЕЕ РЕГУЛИРОВАНИЯ5.1. При проведении эксплуатационных испытаний следует выявить возможный диапазон регулирования температуры пара с помощью пароохладителей и при недостатке этого диапазона определить необходимость вмешательства в топочный режим для обеспечения требуемого уровня перегрева, поскольку указанные параметры определяют техническое состояние котла, характеризуют качество ремонта. 5.2. Оценка уровня температуры пара ведется по значению условной температуры (температуры пара в случае отключения пароохладителей). Эта температура определяется по таблицам водяного пара исходя из условной энтальпии:
где - энтальпия перегретого пара, ккал/кг; Уменьшение энтальпии пара в пароохладителе, ккал/кг; К - коэффициент, учитывающий увеличение тепловосприятия перегревателя вследствие роста температурного напора при включении пароохладителя. Значение этого коэффициента зависит размещения пароохладителя: чем ближе пароохладитель расположен к выходу из пароперегревателя, тем ближе к единице коэффициент. При установке поверхностного пароохладителя на насыщенном паре К принимается равным 0,75 - 0,8. .5.3. Диапазон нагрузок котла, в пределах которых номинальная температура свежего пара обеспечивается устройствами, предназначенными для этой цели без вмешательства в режим работы топки, определяется экспериментально. Ограничение для барабанного котла при снижении нагрузки часто связано с неплотностью регулирующей арматуры, а при увеличении нагрузки может являться следствием пониженной температуры питательной воды из-за относительно меньшего расхода пара через пароперегреватель при неизменном расходе топлива. Для учета влияния температуры питательной воды следует воспользоваться графиком, аналогичным изображенному на рис. 3, а для пересчета нагрузки на номинальную температуру питательной воды - на рис. 4. 5.4. При проведении сравнительных испытаний котла до и после ремонта так же экспериментально должен быть определен диапазон нагрузок, при котором выдерживается номинальная температура пара промперегрева. При этом имеется в виду использование проектных средств регулирования этой температуры - паропарового теплообменника, газовой рециркуляции, байпаса газов помимо промпароперегревателя (котлы ТП-108, ТП-208 с расщепленным хвостом), впрыска. Оценку следует вести при включенных подогревателях высокого давления (проектной температуре питательной воды) и с учетом температуры пара на входе в промпароперегреватель, а для двухкорпусных котлов - при одинаковой загрузке обоих корпусов.
Рис. 3. Пример определения необходимого дополнительного понижения температуры перегретого пара в пароохладителях при понижении температуры питательной воды и сохранении неизменного расхода пара Примечание. График построен исходя из того, что при понижении температуры питательной воды, например с 230 до 150°С, и неизменных паропроизводительности котла и расходе топлива энтальпия пара в пароперегревателе увеличивается (при р п.п = 100 кгс/см2) а 1,15 раза (со 165 до 190 ккал/кг), а температура пара с 510 до 550°С
Рис. 4. Пример определения нагрузки котла, приведенной к номинальной температуре питательной воды 230 °С (при t п.в = 170 °С и Д t = 600 т/ч Дном = 660 т/ч) Примечание . График построен при следующих условиях: t п.е = 545/545°С; р п.п = 140 кгс/см2; р "пром = 28 кгс/см2; р "пром =26 кгс/см2; t "пром = 320°С; Дпром/Дпп = 0,8 Список использованной литературы1. Методика оценки технического состояния котельных установок до и после ремонта: РД 34.26.617-97.- М.: СПО ОРГРЭС, 1998. 2. Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей: РД 34.38.030-92. - М.: ЦКБ Энергоремонта, 1994. 3. Методические указания по составлению режимных карт котельных установок и оптимизации управления ими: РД 34.25.514-96. - М.: СПО ОРГРЭС, 1998. 4. Трембовля В.И., Фингер Е.Д., Авдеева А.А. Теплотехнические испытания котельных установок. - М.: Энергоатомиздат, 1991. 5. Пеккер Я.Л. Теплотехнические расчеты по приведенным характеристикам топлива. - М.: Энергия, 1977. 6. Толчинский Е.Н., Дунский В.Д., Гачкова Л.В. Определение присосов воздуха в топочные камеры котельных установок. - М.: Электрические станции, № 12, 1987. Установки котельные. Теплотехническое оборудование. Общие технические требования. 13. Методика определения валовых и удельных выбросов вредных веществ в атмосферу от котлов тепловых электростанций: РД 34.02.305-90. - М.: Ротапринт ВТИ, 1991. 14. Методические указания по расчету выбросов оксидов азота с дымовыми газами котлов тепловых электростанций: РД 34.02.304-95. - М.: Ротапринт ВТИ, 1996. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
(29)
(30)
(32)
(38)
(41)
(42)
(43)
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ПРОВЕДЕНИЮ
Парижмонтажремонт
МУ 14-602-2010
Парижмонтажремонт
ПО «Парижмонтажремонт»
г. Парижь
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ПРОВЕДЕНИЮ
ИСПЫТАНИЙ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Парижмонтажремонт
Общие положения
Настоящие методические указания определяют порядок контроля состояния силовых трансформаторов путем измерения следующих параметров: тока и потерь холостого хода, тангенса угла диэлектрических потерь и емкости обмоток, сопротивления короткого замыкания, сопротивления обмоток постоянному току в соответствии со «Сборником методических пособий по контролю состояния электрооборудования, Москва СПО ОРГРМР 1997 г.».
Испытание трансформаторного масла производиться в соответствии с «Методическими указаниями по поведению испытаний масла трансформаторного». Тепловизионный контроль оборудования проводиться в соответствии с «Методическими указаниями по поведению тепловизионного контроля». Испытание и вводов силовых трансформаторов производиться в соответствии с «Методическими указаниями по поведению испытаний вводов и проходных изоляторов». Испытание встроенных измерительных трансформаторов производиться в соответствии с «Методическими указаниями по поведению испытаний измерительных трансформаторов». Измерение сопротивления постоянному току проводится в соответствии с «Методическими указаниями по поведению измерений сопротивления постоянному току».
Объемы и сроки проведения различных видов испытаний, допустимые значения характеристик испытываемого оборудования, устанавливаются на основании РД 34.45-51.300-97 и утвержденных многолетних графиков.
Порядок выполнения работы определяется соответствующей технологической картой.
Знание настоящих методических указаний обязательно для следующих работников Службы изоляции и испытаний и измерений: начальник, инженер, электромонтёр по испытаниям и измерениям.
Нормативные ссылки
Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок ПОТ Р М-016-2001 РД 153-34.0-03.150-00;
Объем и нормы испытаний электрооборудования РД 34.45-51.300-97;
Инструкция по применению и испытанию средств защиты, используемых в электроустановках. СО 153-34.03.603-2003;
Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации: Утверждены Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 19 июня 2003, № 229;
Правила устройства электроустановок – издание 6-е;
Правила устройства электроустановок – издание 7-е;
Сборник методических пособий по контролю состояния электрооборудования, Москва СПО ОРГРМР 1997 г.
Обозначения и сокращения
ПМР – Производственное участок «Парижские МР»;
СССРРР – Служба изоляции и испытаний и измерений.
Методы определения параметров изоляции
Общие положения
Для оценки состояния главной изоляции трансформаторов в эксплуатации или при вводе нового оборудования производится измерение значений параметров главной изоляции: сопротивления изоляции, тангенса угла диэлектрических потерь (tgδ) и емкости (С).
Для принятия решения о возможности дальнейшей эксплуатации трансформатора производятся комплексный анализ измеренных значений параметров изоляции, сопоставление измеренных абсолютных значений параметров с ранее измеренными значениями, а также анализируется динамика изменений этих параметров.
Измерения параметров изоляции допускается производить при температуре изоляции не ниже +10˚С для трансформаторов напряжением до 110 кВ.
Если температура изоляции ниже +10˚С, то трансформатор должен быть нагрет.
Сравнение характеристик изоляции должно производиться при одной и той же температуре изоляции или близких ее значениях (расхождение - не более 5 °С). Если это невозможно, должен применяться температурный перерасчет в соответствии с инструкциями по эксплуатации данного трансформатора.
Выводы обмотки, на которой производят измерения, соединяют между собой.
Измерение tgδ и емкости рекомендуется производить после измерения сопротивления изоляции.
Внешняя поверхность вводов трансформаторов должна быть чистой и сухой. Производить измерения при сырой погоде не рекомендуется.
Измерение сопротивления изоляции
При проведении испытаний следует руководствоваться требованиями «Методических указаний по проведению измерения сопротивления изоляции»
Перед началом каждого измерения и при повторных измерениях испытуемую обмотку трансформатора заземляют не менее чем на 2 мин. для снятия абсорбционного заряда.
Сопротивление изоляции обмоток измеряется мегаомметром на напряжение 2500 В.
Перед началом производства измерений наружную поверхность вводов трансформатора следует очистить от загрязнений и насухо протереть для предупреждения поверхностных токов утечки.
При применении мегаомметров со встроенным генератором номинальное напряжение мегаомметра устанавливается при достижении частоты вращения генератора 120 об/мин, поэтому отсчет измеряемого абсолютного значения сопротивления изоляции следует производить при достижении указанной частоты вращения.
При определении коэффициента абсорбции присоединение измерительного вывода (rx) мегаомметра к измеряемому объекту рекомендуется производить после достижения частоты вращения ручки генератора 120 об/мин, а отсчет показаний прибора производить через 15 и 60 сек. от начала прикосновения вывода rx к объекту. Для обеспечения безопасных условий работы необходимо использование щупов с изолирующими рукоятками.
Измерения сопротивления изоляции трансформаторов производят по схемам табл. 1.
Таблица 1
| | Трехобмоточные трансформаторы |
|||
| | | Обмотка, на которой производят измерения | Заземляемые части трансформатора |
|
| НН | ВН, бак | НН | СН, ВН, бак |
|
| ВН | НН, бак | СН | НН, ВН, бак |
|
| (ВН+НН) | Бак | ВН | НН, СН, бак |
|
| (ВН+СН) | НН, бак |
|||
| (ВН+СН+НН) | Бак |
|||
| | ||||
Если по результатам измерений по схемам табл. 1 выявлено заниженное значение сопротивления изоляции одной или нескольких обмоток выполняется ряд дополнительных измерений по отдельным участкам (зонам) изоляции, что позволяет выявить участок с пониженным уровнем изоляции по схемам табл. 2.
| Трансформаторы, | Участок изоляции | Выводы (зажимы) мегаомметра |
||
| Потенциальный (r x) | Заземляемый | Экран |
||
| Двухобмоточные трансформаторы | ВН-НН | ВН | НН | Бак |
| ВН-бак | ВН | Бак | НН |
|
| НН-бак | НН | Бак | ВН |
|
| Трехобмоточные трансформаторы | ВН-СН | ВН | СН | НН, бак |
| ВН-НН | ВН | НН | СН, бак |
|
| СН-НН | СН | НН | ВН, бак |
|
| ВН-бак | ВН | Бак | СН, НН |
|
| НН-бак | НН | Бак | ВН, СН |
|
Провода, соединяющие выводы rx и Э мегаомметра с объектом, должны быть рассчитаны на класс напряжения мегаомметра.
При повторных измерениях сопротивления изоляции необходимо выводы обмотки заземлить не менее чем на 5 мин. для стекания абсорбционного заряда.
Измерение сопротивления изоляции объекта (трансформатора) рекомендуется производить одним и тем же прибором или по крайней мере приборами одного и того же типа. Это обусловлено тем, что в ряде конструкций мегаомметров последовательно с образцовым резистором в цепи измерителя тока включен ограничивающий резистор. Как следствие у мегаомметров разных конструкций выходные сопротивления оказываются разными, что приводит к несовпадению результатов измерения.
При производстве измерений в рабочем журнале записываются результаты измеренных значений сопротивления изоляции R60, R15, температура обмотки.
Рис. 3. Основные схемы измерения изоляции трехобмоточного трансформатора.
Рис. 4. Дополнительные схемы измерения изоляции трехобмоточного трансформатора.
Сопротивление изоляции каждой обмотки вновь вводимых в эксплуатацию трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, приведенное к температуре испытаний, при которых определялись исходные значения, должно быть не менее 50% исходных значений.
Для трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно мощностью до 10 МВА и дугогасящих реакторов сопротивление изоляции обмоток должно быть не ниже следующих значений:
| Температура обмотки, °С | 10 | 20 | 30 | 40 | 50 | 60 | 70 |
| R 60 , МОм | 450 | 300 | 200 | 130 | 90 | 60 | 40 |
Сопротивление изоляции сухих трансформаторов при температуре обмоток 20-30°С должно быть для трансформаторов с номинальным напряжением:
Измерение тангенса угла диэлектрических потерь и емкости
При проведении испытаний с использованием «Измерителя параметров изоляции Вектор» следует руководствоваться требованиями «Инструкции по технической эксплуатации передвижной электролаборатории ЛВИ-3 (или ЭТЛ-35) и руководством по эксплуатации прибора».
Измерение тангенса угла диэлектрических потерь и емкости силовых трансформаторов производить при напряжении 10 кВ.
Тангенс угла диэлектрических потерь и емкость обмоток силовых трансформаторов измеряется по схемам табл. 3. При этом последовательность измерений не нормируется.
| Двухобмоточные трансформаторы | Трехобмоточные трансформаторы |
||
| Обмотка, на которой производят измерения | Заземляемые части трансформатора | Обмотка, на которой производят измерения | Заземляемые части трансформатора |
| НН | ВН, бак | НН | СН, ВН, бак |
| ВН | НН, бак | СН | НН, ВН, бак |
| (ВН+НН) | Бак | ВН | НН, СН, бак |
| (ВН+СН) | НН, бак |
||
| (ВН+СН+НН) | Бак |
||
Если по результатам измерений по схемам табл. 3 выявлено завышенное значение tgd одной или нескольких обмоток, выполняется ряд дополнительных измерений по отдельным участкам (зонам) изоляции, что позволяет выявить участок с пониженным уровнем изоляции по схемам табл. 4.